Energías Renovables en Chile ● El potencial eólico, solar e hidroeléctrico de Arica a Chiloé

El presente libro pretende aportar al diagnóstico de las perspectivas de las energías renovables en Chile, mediante la evaluación del potencial eólico, solar e hidráulico para generación de electricidad desde la Región de Arica y Parinacota hasta la Isla Grande de Chiloé. El análisis desarrollado se basa en herramientas de modelación numérica de procesos meteorológicos e hidrológicos, validadas con mediciones en terreno; y en antecedentes sistematizados de los proyectos de inversión en energías renovables en desarrollo o evaluación en el país. Esta publicación ha sido preparada por encargo del proyecto “Estrategia de Expansión de las Energías Renovables en los Sistemas Eléctricos Interconectados”, implementado por el Ministerio de Energía y la GIZ en el marco de la cooperación intergubernamental entre Chile y Alemania.

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

ENERGÍAS RENOVABLES EN CHILE EL POTENCIAL EÓLICO, SOLAR E HIDROELÉCTRICO DE ARICA A CHILOÉ Publicado por: Proyecto Estrategia de Expansión de las Energías Renovables en los Sistemas Eléctricos Interconectados (MINENERGIA / GIZ) Ministerio de Energía Avenida Libertador Bernardo O’Higgins 1449 Edificio Santiago Downtown II, piso 13 Santiago, Chile www.minenergia.cl Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ) GmbH Federico Froebel 1776, Providencia Santiago, Chile www.giz.de

Autor: Christian Santana O., Consultor Coautores: Mark Falvey, Departamento de Geofísica de la Universidad de Chile Marcelo Ibarra L., Departamento de Geofísica de la Universidad de Chile Monserrat García H., Consultora

Diseño y diagramación: Hernán Romero D. ISBN: 978-956-8066-15-4 Santiago de Chile, 2014

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

ENERGÍAS RENOVABLES EN CHILE EL POTENCIAL EÓLICO, SOLAR E HIDROELÉCTRICO DE ARICA A CHILOÉ

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

Aclaración Esta publicación ha sido preparada por encargo del proyecto “Estrategia de Expansión de las Energías Renovables en los Sistemas Eléctricos Interconectados”, implementado por el Ministerio de Energía y Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ) GmbH en el marco de la cooperación intergubernamental entre Chile y Alemania. El proyecto se financia a través de la Iniciativa Internacional para la Protección del Clima (IKI) del Ministerio Federal de Medio Ambiente, Protección de la Naturaleza, Obras Púbicas y Seguridad Nuclear (BMUB) de Alemania. Sin perjuicio de ello, las conclusiones y opiniones de los autores no necesariamente reflejan la posición del Gobierno de Chile o de GIZ. Además, cualquier referencia a una empresa, producto, marca, fabricante u otro similar en ningún caso constituye una recomendación por parte del Gobierno de Chile o de GIZ. Se autoriza la reproducción parcial o total del presente documento, siempre que se cite la fuente de referencia.

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Despegue de las Energías Renovables: Un desafío para Chile Chile vive un momento crucial en su historia, se enfrenta al enorme desafío de generar las condiciones adecuadas para llegar a ser un país desarrollado en la próxima década. La aspiración del Gobierno es acelerar la incorporación de las energías renovables no convencionales (ERNC) en nuestra matriz energética, de manera que éstas puedan alcanzar un mayor porcentaje de representación de la misma. Así lo define el segundo pilar de la Estrategia Nacional de Energía 2012-2030, mediante el cual se consolidarán e implementarán herramientas de información actualizada y de carácter público que servirán para orientar y facilitar decisiones de inversión privada en proyectos con ERNC. En el año 2013 Chile dio un paso fundamental en la consecución de ese objetivo: se publicó la Ley 20.698, que establece que al año 2025, el 20% de la energía comercializada debe provenir de fuentes renovables no convencionales, e introduce mecanismos de licitación de bloques de ERNC para apoyar el cumplimiento de esta nueva meta. Sin embargo, estimamos que es necesario apoyar y facilitar el cumplimiento de esta meta, y para tales efectos estamos avanzando en la identificación de los recursos energéticos presentes en el país. Durante el año 2012 y 2013 se puso a disposición del público una nueva versión del Explorador de Energía Eólica y del Explorador de Energía Solar, se incorporó un nuevo Explorador de Energía Marina con apoyo de la Armada de Chile y el Explorador de Bioenergía Forestal en conjunto con la Corporación Nacional Forestal. En dicho contexto, el presente libro constituye un valioso aporte, ya que por primera vez se levanta un diagnóstico completo sobre el potencial eólico, solar e hidráulico para generación de electricidad desde la Región de Arica y Parinacota hasta la Isla Grande de Chiloé, lo que apoyará decididamente al diseño de políticas públicas de fomento para las ERNC y a la orientación para inversionistas en general. Jorge Bunster Betteley Ministro de Energía

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Índice de contenidos 1 Introducción................................................................................................ 1 2 Alcances de la evaluación............................................................................ 5 2.1 Consideraciones generales del análisis de potenciales....................................... 7 2.2 Límites de la evaluación................................................................................. 8 2.3 Aspectos metodológicos generales.............................................................. 10 2.4 Herramientas de análisis utilizadas............................................................... 11 2.4.1 Modelación meteorológica................................................................... 11 2.4.2 Metodología de reconstrucción climatológica de viento.......................... 12 2.4.3 Modelación de radiación solar.............................................................. 13 2.4.4 Modelación hidro-meteorológica........................................................... 13 2.4.5 Modelo de análisis espacial.................................................................. 14 3 Evaluación del potencial eólico.................................................................. 17 3.1 Síntesis metodológica.................................................................................... 19 3.2 Validación de las simulaciones con WRF y ajustes a la producción..................... 20 3.3 Caracterización de proyectos de dominio público............................................. 23 3.4 Parámetros utilizados en la evaluación............................................................. 26 3.4.1 Selección de parámetros relacionados con la tecnología........................ 26 3.4.2 Condiciones territoriales seleccionadas para la evaluación..................... 28 3.4.3 Factor de planta seleccionado.............................................................. 31 3.4.4 Resumen de restricciones territoriales.................................................. 32 3.5 Potencial eólico estimado............................................................................... 33 3.5.1 Potencial de la cartera de proyectos..................................................... 33 3.5.2 Potencial eólico disponible................................................................... 34 3.6 Comportamiento temporal del recurso eólico................................................... 42 3.6.1 Ciclo diario y anual de la producción eólica............................................ 43 3.6.2 Variabilidad interanual: 1980 - 2012..................................................... 50 3.6.3 Complementariedad entre regímenes de viento..................................... 52 4 Evaluación del potencial solar - PV............................................................. 55 4.1 Síntesis metodológica.................................................................................... 57 4.2 Validación de simulación de radiación global incidente...................................... 58 4.3 Metodología de cálculo de producción............................................................. 61 4.3.1 Descripción de la metodología y ajustes a la producción simulada.......... 61 4.3.2 Comparación de producción simulada y derivada de registros................ 63 4.4 Parámetros utilizados en la evaluación............................................................. 64 4.4.1 Configuraciones de proyectos evaluadas............................................... 64 4.4.2 Condiciones territoriales seleccionadas para la evaluación..................... 65 4.4.3 Factores de planta seleccionados......................................................... 66 4.4.4 Resumen de restricciones territoriales.................................................. 66 4.5 Potencial solar - PV disponible......................................................................... 67 4.6 Comportamiento temporal del potencial solar - PV............................................ 74 4.6.1 Ciclo diario y anual de la producción PV................................................ 75 4.6.2 Variabilidad 2004-2012 de la producción PV......................................... 78

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5 Evaluación del potencial solar - CSP.......................................................... 81 5.1 Síntesis metodológica.................................................................................... 83 5.2 Metodología de cálculo de producción CSP..................................................... 84 5.2.1 Proyecto tipo evaluado......................................................................... 84 5.2.2 Descripción de la metodología de cálculo de producción....................... 86 5.3 Validación de simulación de DNI*Cos(Ɵ).......................................................... 87 5.4 Parámetros utilizados en la evaluación............................................................. 88 5.4.1 Condiciones territoriales seleccionadas para la evaluación..................... 88 5.4.2 Factor de planta seleccionado.............................................................. 90 5.4.3 Resumen de restricciones territoriales.................................................. 90 5.5 Potencial solar CSP disponible........................................................................ 91 5.6 Comportamiento temporal del potencial solar - CSP......................................... 94 5.6.1 Ciclo anual de la producción CSP.......................................................... 95 5.6.2 Variabilidad 2004 - 2012 de la producción CSP..................................... 96 6 Evaluación del potencial hidroeléctrico...................................................... 97 6.1 Síntesis metodológica.................................................................................... 99 6.2 Metodología de identificación y de estimación de producción de potenciales centrales.............................................................. 100 6.2.1 Procesamiento de la información de DAANC........................................ 100 6.2.2 Metodología de asignación de DAANC a potenciales centrales hidroeléctricas................................................ 101 6.2.3 Estimación del caudal asignado a las potenciales centrales hidroeléctricas.................................................................... 102 6.2.4 Estimación de la producción de energía de las centrales potenciales......................................................................... 104 6.3 Validación de la metodología......................................................................... 105 6.3.1 Validación de la producción estimada con caudales modelados............ 105 6.3.2 Validación de la metodología de identificación de centrales potenciales.................................................................... 108 6.4 Resumen de restricciones territoriales........................................................... 111 6.5 Centrales en operación................................................................................. 111 6.6 Potencial hidroeléctrico disponible................................................................. 113 6.6.1 Consideraciones y resultado global..................................................... 113 6.6.2 Resultados por cuenca hidrográfica.................................................... 115 6.6.3 Resultados por rango de tamaño........................................................ 117 6.7 Comportamiento temporal del potencial hidroeléctrico estimado..................... 120 6.7.1 Ciclo anual de la producción hidroeléctrica simulada............................ 120 6.7.2 Variabilidad 1990 - 2008.................................................................... 123 7 Síntesis del potencial de energías renovables evaluado............................. 127 Anexo 1: Estaciones de prospección eólica y solar................................................... 137 Anexo 2: Áreas protegidas consideradas en la evaluación......................................... 140

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Abreviaturas y denominaciones territoriales Abreviaturas CDEC Centro de Despacho Económico de Carga CEAZA Centro de Estudios Avanzados en Zonas Áridas CENMA Centro Nacional del Medio Ambiente CNE Comisión Nacional de Energía CONAF Corporación Nacional Forestal CSP Concentración solar para generación eléctrica o solar termoeléctrica DAANC Derechos de aprovechamiento de aguas no consuntivos DFL Decreto con fuerza de ley DL Decreto ley DGA Dirección General de Aguas DGF Departamento de Geofísica, Facultad de Ciencias Físicas y Matemáticas, Universidad de Chile DNI Radiación solar directa normal DS Decreto supremo ERNC Energías Renovables No Convencionales f.p. Factor de planta GFS Global Forecast System GHI Radiación global horizontal GIZ Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit GmbH (Cooperación Alemana al Desarrollo) GWh Gigawatthora ha Hectáreas ha/MW Hectáreas por MW km Kilómetro kV Kilovoltio kW Kilovatio kWh/m2 día Kilowatthora por metro cuadrado por día MAE Modelo de análisis espacial LGSE Ley General de Servicios Eléctricos MBN Ministerio de Bienes Nacionales MGNC Medios de Generación No Convencionales MINENERGIA Ministerio de Energía MODIS Moderate Resolucion Imaging Spectrometer, NASA, USA m/s Metros por segundo msnm Metros sobre nivel del mar MW Megavatio MW/km2 Megavatio por kilómetro cuadrado MWh Megawatthora NCAR National Center for Atmospheric Research, USA NCEP National Centers for Environmental Prediction, USA NREL National Renewable Energy Laboratory, USA PMG Pequeño Medio de Generación PMGD Pequeño Medio de Generación Distribuido PTD Potencia teórica de diseño de una central hidroeléctrica PV Fotovoltaico/a Ramsar Convención Relativa a los Humedales de Importancia Internacional RDS Radiación solar difusa sobre un plano horizontal con seguimiento solar este-oeste

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RGS RGI SAM SEA SEIA SIC SIG SINCA SING SNASPE T° v VIC WGS 84 WRDC WRF

Radiación global solar sobre un plano horizontal con seguimiento solar este-oeste Radiación solar global incidente sobre una superficie System Advisor Model Servicio de Evaluación Ambiental Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental Sistema Interconectado Central Sistema de Información Geográfico Sistema de Información Nacional de Calidad de Aire Sistema Interconectado del Norte Grande Sistema Nacional de Áreas Silvestres Protegidas del Estado Temperatura ambiental Magnitud del viento Variable Infiltration Capacity Model Sistema Geodésico Mundial 1984 (World Geodesic System 1984) Centro Mundial de Datos de Radiación Solar Weather Research and Forecasting Model

Denominaciones territoriales utilizadas Norte Grande Desde el límite con Perú por el norte y hasta el río Copiapó por el sur Norte Chico Desde el Río Copiapó por el norte y hasta el Río Aconcagua por el sur Zona Central Desde el río Aconcagua por el norte y hasta el río Biobío por el sur Zona Sur Desde el Río Biobío por el norte y hasta la Isla Grande de Chiloé por el sur

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1 Energías Renovables en Chile

Introducción

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Introducción

1 Introducción Desde mediados de la década pasada la Comisión Nacional de Energía (CNE), primero, y luego el Ministerio de Energía (MINENERGIA); en conjunto con Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ) GmbH, han impulsado líneas de trabajo destinadas a mejorar el conocimiento del potencial de las energías renovables en Chile. Entre ellas destacan campañas de prospección del recurso eólico y solar, así como el desarrollo de estudios y el perfeccionando de herramientas de modelación numérica aplicadas a la realidad nacional, que permiten evaluar el comportamiento de los recursos energéticos renovables con una cobertura espacial y temporal cada vez mayor. La información generada por esos medios ha probado ser una útil herramienta para el desarrollo de políticas públicas tendientes al impulso de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC), y su divulgación ha permitido facilitar el desarrollo de proyectos de inversión en tecnologías para su aprovechamiento y la investigación científica sobre los recursos energéticos autóctonos, entre otras materias. Si bien probablemente aún quede bastante camino por recorrer para contar con una comprensión plena del potencial de las energías renovables en el país, la información levantada y las herramientas de análisis desarrolladas permiten aproximarnos al potencial de algunas de ellas. El presente documento contiene una evaluación del potencial eólico, solar e hidráulico para generación de electricidad desde la Región de Arica y Parinacota hasta la Isla Grande de Chiloé, basada en herramientas de modelación numérica de procesos meteorológicos e hidrológicos, y enriquecida con antecedentes sistematizados de los proyectos de inversión en energías renovables en desarrollo o evaluación en el país. Los alcances generales de la evaluación que permiten contextualizar adecuadamente los resultados obtenidos, así como una breve descripción de las herramientas de análisis utilizadas, se abordan en el capítulo 2. Si bien para los tres tipos de fuentes energéticas evaluadas se utiliza un concepto metodológico similar y, en algunos casos, fuentes de información comunes; las herramientas y los supuestos aplicados son específicos de cada una de ellas. Consecuentemente, este informe se estructura en capítulos por tipo de fuente donde se profundiza la discusión metodológica y se presentan los resultados. Para el caso del potencial solar, la evaluación se realiza para las dos tipologías de tecnologías hoy más difundidas: fotovoltaica (PV) y solar termoeléctrica de concentración (CSP).

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Finalmente se ha incluido un capítulo de síntesis de los resultados donde además se presentan el potencial agregado entre las fuentes de energía evaluadas.

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Alcances de la Evaluación

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Alcances de la Evaluación

2 Alcances de la Evaluación 2.1 Consideraciones generales del análisis de potenciales Muchas veces los análisis del potencial de energías renovables suelen llevar a confusión o a diferencias significativas entre autores. Además de las fuentes de información, metodologías y supuestos utilizados, una de las causas de esas diferencias radica en que no siempre se analiza el mismo tipo de potencial. La siguiente figura muestra una posible clasificación de ellos en cuatro categorías: teórico, técnico, económico y de mercado. Figura 1: Tipos de potencial de energías renovables y ámbito de representatividad del potencial estimado en este trabajo (óvalo rojo). Teórico Técnico Económico

De mercado

Fuente: Adaptado de NREL, 2012.1

El primero de ellos evalúa la disponibilidad total de energía de las fuentes renovables con aproximaciones teóricas, sin discriminar la viabilidad técnica y económica de su aprovechamiento. Bajo esta aproximación todas las energías renovables suelen tener potenciales de gran magnitud.

El potencial económico considera la competitividad de las energías renovables respecto de otras fuentes de suministro, la cual es una función del grado de madurez tecnológico y de su impacto en los costos de inversión y operación, de la disponibilidad de infraestructura y, principalmente, de la evolución de los precios de la energía y su proyección en el tiempo. Finalmente, el potencial de mercado suele reflejar la fracción del potencial económico que es posible desarrollar bajo las condiciones presentes en un momento dado. Entre otras, esas condiciones consideran el crecimiento de la demanda de energía o la capacidad de sustitución de energías fósiles, restricciones operacionales de los sistemas energéticos, el grado de disposición de los inversionistas y financistas para emprender los distintos tipos de proyectos de energías renovables, y el marco regulatorio que pueda existir. 1 U.S. Renewable Energy Technical Potentials: A GIS-Based Analysis, Technical Report, National Renewable Energy Laboratory (NREL), Julio de 2012.

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El potencial técnico, por su parte, toma en consideración las posibilidades de aprovechamiento de las fuentes de energía considerando, entre otras cosas, el desarrollo tecnológico y restricciones territoriales y/o legales relacionadas con el uso del suelo. Por ejemplo, si bien el potencial teórico de la energía de los mares en el país es enorme, su potencial técnico aún es bajo debido a que las tecnologías para su aprovechamiento se encuentran en etapas iniciales de maduración, sin perjuicio que en el mediano plazo pueden llegar a ser tecnologías comerciales.

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Todos los tipos de potenciales señalados son dinámicos en el tiempo2, siendo el de mercado el que presenta mayor variabilidad debido a la multiplicidad de factores que en él intervienen. La evaluación de potencial aquí desarrollada no es posible encasillarla en una de las categorías señaladas. Si bien el enfoque permite concentrar el análisis en el potencial técnico, pues considera restricciones al uso del territorio; también se establecen requisitos mínimos de desempeño en la producción de energía para cada tecnología evaluada. Al menos en los casos eólico, fotovoltaico e hidroeléctrico, esos requisitos indirectamente reflejan un juicio respecto del desempeño económico que probablemente deberían tener los proyectos para ser competitivos con otras fuentes de energía, lo cual constituye una aproximación al potencial económico, aun cuando no se han evaluado todos los parámetros que intervienen en dicha categoría de potencial. Por su parte, los altos niveles de precios de la energía en Chile presentes al momento de realizar este trabajo pueden hacer viables proyectos con desempeños en su producción inferiores a los mínimos establecidos en la evaluación de potencial, es decir, el potencial de mercado representativo de las condiciones imperantes no estaría necesariamente contenido en la evaluación aquí desarrollada. En consecuencia, el potencial de energías renovables aquí estimado, puede considerarse como un subconjunto del potencial técnico, orientado a identificar aquella fracción que podría tener un desempeño relativamente elevado en la producción de energía, lo que no debe interpretarse como que proyectos con desempeños inferiores no sean económicamente viables en Chile, en particular bajo las condiciones de precios presentes en el país durante lo que va corrido de la década del 2010.

2.2 Límites de la evaluación Como se ha señalado en el punto anterior, el potencial de energías renovables aquí evaluado corresponde a la fracción del potencial técnico que cumple criterios mínimos en la producción de energía, los que son definidos para cada tecnología evaluada. Es necesario tener presente que, a diferencia de una evaluación de mercado, no considera la competencia que puede existir por el uso del territorio con otras actividades económicas, y el impacto que ello puede tener en la viabilidad de los proyectos de energías renovables. Además, la evaluación está sujeta a las siguientes consideraciones o restricciones:

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Orientada a la identificación del “potencial disponible”: para efectos de este trabajo, en general se entenderá como potencial disponible aquella fracción del potencial evaluado que no contaba con proyectos operativos a la fecha representativa de la evaluación. La intención tras este concepto, es dimensionar un límite superior aún sin explotar para el desarrollo de las energías renovables evaluadas dentro del dominio de análisis.

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Sin perjuicio de lo anterior, este concepto varía levemente para cada tecnología evaluada. La mayor variación se presenta en el caso eólico donde se ha excluido la cartera de proyectos de dominio público3 del potencial disponible, con la intención de enfatizar el potencial con altos rendimientos de producción que aún se encontraría disponible. Fuentes de energía consideradas: Sólo se han evaluado los potenciales de energía eólica, solar e hidráulica en cauces naturales, donde se concentra la cartera de proyectos 2 Incluso el potencial teórico es dinámico, pues depende de la evolución del clima. 3 Entendidos como aquellos proyectos que se habían sometido a tramitación ambiental hasta el 31 de diciembre de 2012.

Alcances de la Evaluación

en evaluación en el país. Aun cuando otras fuentes de energías renovables tienen en Chile perspectivas interesantes para generación eléctrica, para algunas la información y las metodologías disponibles a la fecha de realización de este trabajo sólo permitían una estimación muy indirecta del potencial (geotermia), su potencial en comparación a las energías evaluadas aparenta ser bajo (biogás) o existían estudios específicos en desarrollo (biomasa). No se consideró la energía de los mares debido a su menor maduración tecnológica respecto de las energías evaluadas. Como el objetivo es estimar un potencial expresado como capacidad instalable y su producción de energía asociada, el análisis considera “tecnologías tipo” que permiten transformar el recurso energético en los parámetros objetivo. Como consecuencia de ello, se abordan de manera separada el potencial de la tecnología fotovoltaica y el potencial de la tecnología de concentración solar para generación eléctrica. Aplicaciones representativas: La evaluación se concentró en aplicaciones de energías renovables para generación eléctrica, principalmente orientadas a su integración al mercado eléctrico nacional. Por ello, se focaliza en proyectos de capacidad instalada significativa, con la excepción de centrales hidroeléctricas donde el límite inferior se definió en 100 kW, dado que la experiencia reciente en el país muestra que proyectos cercanos a ese tamaño están integrados al mercado eléctrico. No están considerados en el análisis proyectos orientados al autoconsumo o fotovoltaicos en zonas urbanas.

Figura 2: Dominio de análisis.

Fecha representativa de la evaluación: La información utilizada en el análisis da cuenta de la situación existente al 31 de diciembre de 2012, por lo que el potencial estimado puede considerarse representativo de ese año. Es probable que los resultados de futuras evaluaciones, que utilicen los mismos supuestos y criterios, diferirán de los aquí presentados principalmente en la estimación del potencial hidroeléctrico, debido a que la metodología usada en la evaluación se basa en los Derechos de Aprovechamiento de Aguas otorgados sólo hasta fines de 2012.

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Dominio de análisis: Corresponde a las zonas cubiertas al año 2012 por los sistemas interconectados del Norte Grande (SING) y Central (SIC), incluyendo la posibilidad de conexión de proyectos distantes, aproximadamente, a 100 km de las líneas de transmisión existentes a esa fecha. Ello abarca el territorio nacional desde la frontera norte con Perú hasta la Isla Grande de Chiloé.

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2.3 Aspectos metodológicos generales La metodología utilizada en la evaluación del potencial de energías renovables se basa en una combinación de herramientas de modelación numérica del comportamiento del recurso renovable, con sistemas de información geográfico (SIG) que permiten analizar las zonas del territorio con factibilidad de acoger las diversas tecnologías evaluadas. Las mediciones meteorológicas en Chile siguen siendo insuficientes para una evaluación del potencial de energías renovables que cubra un dominio amplio como el aquí estudiado. Aun cuando en los últimos años se ha incrementado notablemente la prospección instrumental de los recursos renovables para el desarrollo de proyectos de generación de energía, la mayor parte de la información generada no es de dominio público, siendo una excepción las redes de monitoreo de MINENERGIA y GIZ orientadas a la evaluación del recurso solar en el Norte Grande y de zonas específicas con potencial eólico. Dado que en este documento se hace referencia a algunas de esas estaciones, en el Anexo 1 se encuentran sus principales características y la dirección donde puede obtenerse la información por ellas generada. En contrapartida, se cuenta con resultados de herramientas de modelación numérica aplicadas a la realidad nacional que simulan el comportamiento de los recursos eólico, solar e hidráulico en cauces naturales. Esa información, generada por el Departamento de Geofísica de la Universidad de Chile (DGF) para MINENERGIA, es la base de la presente estimación del potencial de energías renovables. La modelación numérica en la mayoría de los casos permite contar con una estimación de la disponibilidad del recurso energético sobre todo el dominio de análisis, en la forma de series temporales de parámetros meteorológicos o hidrológicos, con frecuencia horaria para el caso eólico y solar, y diaria para el hidroeléctrico. La extensión de estas series es de un año (2010) para el recurso eólico, dos años para el solar (2010 y 2011) y 20 años para el hidráulico (1990-2009). Las herramientas de modelación aplicadas son independientes de la información registrada en estaciones de monitoreo, lo cual permite, por una parte, estimar el potencial en áreas donde no existe información observacional, y por otra, usar los antecedentes levantados en dichas estaciones para validar los resultados de los modelos, tal como se podrá apreciar en los capítulos de evaluación del potencial eólico y solar. La siguiente figura muestra un esquema general de la metodología aplicada en este trabajo en la evaluación del potencial de energías renovables. Figura 3: Esquema general de la evaluación del potencial.

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Análisis de cartera de proyectos en Chile y/o de experiencia internacional

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Modelación numérica

Metodología de cálculo de producción

Análisis de SIG de restricciones territoriales

Disponibilidad del recurso energético (m/s, W/m2, m3/s)

Producción de energía (MWh/año, Factor de planta)

Superficie o proyectos que cumplen las restricciones (ha, Nº de proyectos)

Densidad de potencia instalable

Potencial disponible: Capacidad instalable (MW) y factor de planta

Alcances de la Evaluación

Tanto la metodología de cálculo de producción como la desarrollada para identificar potenciales centrales hidroeléctricas, consideran los antecedentes generados en una sistematización de las características de los proyectos de conocimiento público a fines de 2012 en Chile, complementada con un análisis de la experiencia internacional, cuando ello fue necesario. Dicha sistematización también permitió definir características de los emplazamientos de proyectos de inversión que son incorporadas en el análisis de restricciones territoriales, junto a limitaciones asociadas al uso de suelo, principalmente relacionadas con zonas bajo algún grado de protección ambiental. En el Anexo 2 se encuentra el listado de áreas protegidas consideradas en la evaluación, las que no fueron similares entre las fuentes de energía evaluadas. El análisis de restricciones territoriales se realiza con un sistema de información geográfico especialmente diseñado para ese tipo de evaluaciones, el cual permite identificar las extensiones geográficas (casos eólico y solar) o potenciales centrales (caso hidroeléctrico), que cumpliendo las restricciones impuestas y considerando una densidad de potencia instalable por superficie (para los casos eólico y solar), constituirán el potencial disponible. La utilización en el análisis de antecedentes de proyectos en Chile, permitió objetivar la evaluación del potencial mediante la incorporación de criterios que están siendo considerados en posibles proyectos de inversión. Es necesario señalar que el esquema metodológico descrito en este capítulo constituye una generalización de la metodología aplicada, la cual presenta singularidades para cada fuente energética y tecnología evaluada que son tratadas en extenso más adelante.

2.4 Herramientas de análisis utilizadas 2.4.1 Modelación meteorológica

Los resultados de modelaciones meteorológicas son la base de la estimación de los potenciales de energía eólica e hidroeléctrica, pues por su medio se simula el comportamiento del viento y de las precipitaciones en las zonas analizadas. Además, aportan información que permite mejorar la estimación del potencial solar, al incorporar el efecto de la temperatura ambiental y la magnitud del viento en la eficiencia de la generación eléctrica a partir de la radiación solar.

WRF es un modelo tipo no-hidrostático que resuelve las ecuaciones primitivas que controlan la circulación atmosférica. El modelo representa el estado de la atmósfera en una grilla tridimensional en términos de unas diez variables fundamentales (las tres componentes de viento u-v-w, la temperatura, presión, humedad y varias especies microfísicas que representan las diferentes fases del agua líquida). El modelo obtiene sus condiciones de borde de datos históricos globales del clima que son mantenidos por centros operacionales de pronóstico del tiempo. Además, en ningún momento ocupa los datos de viento de redes de observación local, por lo cual esas observaciones pueden ser utilizadas para realizar validaciones de sus resultados. 4 http://www.wrf-model.org/index.php

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La simulación numérica de la atmósfera se ha realizado con el modelo de mesoescala Weather Research and Forecasting (WRF)4, desarrollado por un consorcio formado por agencias gubernamentales y universidades de USA. Ha sido ampliamente usado en el ámbito de energía eólica, así como para el pronóstico de precipitaciones.

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El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

Dependiendo de la capacidad computacional y de la configuración de las simulaciones, WRF puede ser integrado para periodos de días a múltiples años, y con resoluciones de hasta unos cientos de metros. Sus resultados representan el estado de la atmósfera en cuatro dimensiones (longitud, latitud, altura y tiempo), para el periodo y dominio simulado, con una frecuencia temporal definida por el usuario (normalmente de una hora). En la siguiente tabla se resumen algunos aspectos de las modelaciones con WRF, en su versión 3.2, aplicadas en el análisis del potencial hidroeléctrico y eólico. Los resultados de las simulaciones para este último también sirvieron en el análisis del potencial solar. Dada la mayor resolución espacial requerida para la simulación adecuada del comportamiento del viento, el periodo de simulación en la evaluación del potencial eólico se limitó a un año, versus veinte años para el caso hidroeléctrico. Tabla 1: Características generales de las modelaciones con WRF utilizadas en la evaluación del potencial eólico e hidroeléctrico. Aspecto de la modelación Eólica Dominio Regiones XV a X Resolución horizontal 1.000 m Niveles verticales 41 Espaciamiento de niveles 5 m el primero, 12 niveles en más superficiales los primeros 250 metros Periodo de simulación Enero a diciembre de 2010 Frecuencia de salida Horaria Condiciones de borde GFS, NCAR5 (cada 5°) Propiedades superficiales MODIS6

Hidrológica Cuenca del Río Aconcagua a X Región 5.000 m 41 50 m el primero, luego cada 200 m hasta 4.000 m Enero 1990 a diciembre 2009 Horaria GFS, NCAR (cada 5°) MODIS

2.4.2 Metodología de reconstrucción climatológica de viento

Si bien los resultados de WRF permiten un análisis de alta resolución espacial, la modelación desarrollada para la evaluación del potencial eólico se limitó solo al año 2010, lo que no permite un análisis de la variabilidad interanual del recurso. Para tal fin, se utilizó una técnica de reconstrucción climatológica que relaciona los resultados de alta resolución obtenidos de WRF con resultados de modelos de baja resolución disponibles para un horizonte de tiempo de varios años. 56

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La metodología ajusta una relación estadística entre el viento simulado por WRF para el año 2010 y la base de datos generada por el proyecto Reanálisis de NCEP/NCAR7 para el mismo año. Luego se aplica la función obtenida a la serie completa de los datos de reanálisis desde el año 1980 en adelante, año en que se empezaron a incorporar observaciones satelitales en los análisis.

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La técnica de reconstrucción implementada utiliza como predictores de la función estadística a la temperatura ambiental, la magnitud del viento, las componentes zonal y meridional del viento, la altura geo-potencial y la humedad relativa. Cada una de ellas está disponible en quince niveles de altura que se extienden desde la superficie (1.000 hPa) hasta la estratós5 Global Forecast System, National Center for Atmospheric Research (NCAR), USA. 6 Moderate Resolucion Imaging Spectrometer, NASA, USA. 7 Este es un esfuerzo de análisis de datos meteorológicos históricos globales para producir registros consistentes, completos y de larga duración de los componentes del sistema climático global, incluyendo la atmósfera, océanos, y la superficie terrestre. Es un proyecto conjunto del National Centers for Environmental Prediction (NCEP) y NCAR, USA.

Alcances de la Evaluación

fera (10 hPa), lo que se traduce en noventa variables. Sus resultados corresponden a series horarias de magnitud de viento para el periodo 1980 - 2012. 2.4.3 Modelación de radiación solar

La información básica para evaluar el potencial solar corresponde a la estimación de la radiación solar obtenida de una metodología que utiliza información de satélites que cubren regularmente el país en combinación con la modelación de los procesos en los que la radiación solar es modificada en su paso por la atmósfera. Para ello, primero se calcula la radiación solar en la superficie terrestre con cielo despejado a partir de un modelo de transferencia radiativa CLIRAD-SW8, desarrollado por el Laboratory for Atmospheres de la NASA, para posteriormente ajustarla por el efecto de su interacción con los distintos tipos de nubes. Las variables de entrada al modelo son la radiación en el tope de la atmósfera medida por el radiómetro Total Irradiance Monitor a bordo del satélite SORCE de la NASA; perfiles de temperatura y humedad específica, extraídos desde los reanálisis NCEP/NCAR; perfiles de ozono y dióxido de carbono donde se utilizaron las concentraciones usadas por defecto en el código del modelo CLIRAD-SW; y el espesor óptico de los aerosoles para la parte visible del espectro, extraído de los reanálisis del proyecto MACC9. Así el modelo calcula la radiación solar en cielo despejado con una resolución de 1 km x 1 km. Por su parte, se calculó la reflectividad y temperatura del tope de las nubes utilizando imágenes satelitales de GOES10. Este en los canales visible e infrarrojos, y se obtuvo el albedo superficial del territorio chileno (sin nubes) a través del subproducto de albedo MODIS, información que junto a la radiación solar en cielo despejado, alimentan un modelo empírico que calcula la radiación solar superficial considerando el efecto de la nubosidad. Para la elaboración de este trabajo la modelación fue aplicada sobre el dominio de análisis para los años 2010 y 2011 completos, razón por la cual el análisis de potencial solar se realiza a partir del promedio de dichos años. Sin perjuicio de ello, se simularon puntos específicos dentro del dominio para el periodo 2004 - 2012 en la evaluación de la variabilidad interanual del recurso solar. 2.4.4 Modelación hidro-meteorológica

El módulo meteorológico (WRF, discutido previamente) genera campos horarios de resolución espacial 5 km x 5 km de las variables meteorológicas que fuerzan el sistema hidrológico (precipitación y temperatura, entre otras). Esa información alimenta al modelo Variable Infiltration Capacity11 (VIC) desarrollado y mantenido por la University of Washington, el cual ha sido aplicado a diversas cuencas hidrográficas en todo el mundo. Es un modelo hidrológico semi-distribuido que toma en cuenta la influencia 8 Chou, M., and M. Suarez, A solar radiation parameterization for atmospheric studies, NASA Tech. Memo,104606, 40, 1999. 9 Monitoring Atmospheric Composition and Climate, http://www.gmes-atmosphere.eu/ 10 Geostationary Operational Environmental Satellite, de la National Oceanic and Atmospheric Administration, USA. 11 http://www.hydro.washington.edu/Lettenmaier/Models/VIC/

Energías Renovables en Chile

La evaluación del potencial hidroeléctrico está basada en los resultados de un sistema de modelación hidrológica que simula caudales en los cauces naturales dentro del dominio de análisis. Los componentes del sistema se muestran en la figura 4.

13

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

de la heterogeneidad del terreno en la simulación de procesos hidrológicos. Está basado en la simulación de flujos entre la atmosfera y el suelo, junto con el balance de agua y de energía en la superficie. Puede alcanzar resoluciones de hasta 30”, donde cada celda de grilla del dominio consiste en un trozo de suelo dividido en varias capas, definidas por el usuario, hasta una profundidad de aproximadamente 1,5 metros. VIC es capaz de representar regiones de terreno y vegetación relativamente complejas, así como simular procesos de acumulación de nieve. Figura 4: Esquema general de modelación hidro-meteorológica. Modelo WRF Precipitación, temperatura, viento, humedad, radiación

Modelo VIC Balance de agua y de energía: → Escorrentía superficial → Escorrentía sub-superficial

Modelo de red de cauces Acumulación del caudal en la red de cuaces

La salidas más relevantes del modelo VIC son el flujo base y la escorrentía superficial. Ambas son fuentes de agua que contribuyen a los caudales en la red de cauces. La escorrentía es generada cuando el contenido de agua en las capas superiores (flujo superficial) e inferiores (flujo base) del suelo se acercan a sus niveles de saturación. La escorrentía simulada en la grilla del modelo es integrada sobre un modelo detallado de la red de drenaje, obtenido a partir del uso de métodos computacionales aplicados al modelo satelital de elevación de terreno Shuttle Radar Topogtaphy Mission de 90 metros de resolución, que da forma a cada cuenca dentro del dominio de modelación. El sistema de modelación ha sido aplicado sobre el periodo 1990 – 2009 generando resultados a nivel de caudales diarios en todos los cauces identificados mediante el modelo de red de drenaje.

Energías Renovables en Chile

2.4.5 Modelo de análisis espacial

14

El Modelo de Análisis Espacial (MAE) es la herramienta que se ha utilizado para el análisis de las restricciones territoriales en la evaluación del potencial de energías renovables. Fue desarrollado por DGF por encargo de GIZ, para la evaluación de zonas con perspectivas para el desarrollo de proyectos ERNC, sobre los dominios cubiertos por el SING y SIC. MAE es una herramienta de carácter analítico basada en la modelación cartográfica y la superposición de mapas asistida por computadoras, que incluye el uso de algebra de mapas y operaciones específicas para el manejo de datos espaciales. Está implementado sobre un software geográfico estándar, programado específicamente para ese fin. Usa como datos de entrada archivos cartográficos digitales de factores considerados rele-

Alcances de la Evaluación

vantes al análisis que se desee desarrollar, y criterios (umbrales) para la definición de zonas de inclusión o exclusión o para definir pesos relativos, los que en conjunto definen un escenario específico de evaluación. El MAE está concebido para operar tanto en base a la técnica de superposición booleana (binaria), como a la de combinación lineal ponderada, lo que otorga versatilidad en el tipo de evaluaciones que puede realizar, ya que a diferencia de las operaciones binarias, la combinación lineal ponderada es un método que compensa el bajo puntaje de conveniencia obtenido para un factor por un alto puntaje obtenido para otro. La configuración de cada escenario es establecida por el usuario y sus resultados (así como los de cada factor) quedan disponibles para su visualización y post-procesamiento. La siguiente figura muestra un diagrama resumido del MAE. Figura 5: Diagrama general del MAE.

Análisis

Salidas

Módulos para:

Capas para:

Factores

Procesamiento de cada factor y criterio

Cada factor

Criterios

Construcción de escenarios

Entradas

Técnicas usadas:

- Modelamiento cartográfico - Geoprocesamiento - Análisis espacial - Superposición booleana - Combinación lineal ponderada

Escenarios (combinación de factores y criterios)

Energías Renovables en Chile

Por su parte, la información para generar los mapas de cada factor se obtiene de una base de datos geográfica en formato raster (también conocido como de malla o grilla), especialmente destinada para el uso en el MAE, que se caracteriza por ser espacialmente continua y por extenderse sobre las zonas cubiertas por SING y SIC con una resolución espacial horizontal de 100 m. En la base de datos se ha recopilado y estandarizado la información relevante para el modelo, por ejemplo: topográfica e hidrográfica, división político-administrativa, infraestructura vial, ferroviaria, portuaria y aeronáutica; infraestructura energética (eléctrica y de combustibles), proyectos de generación de energía sometidos al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA), uso de suelo y zonas con algún grado de protección.

15

Energías Renovables en Chile

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

16

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

3 Energías Renovables en Chile

Evaluación del Potencial Eólico

17

Energías Renovables en Chile

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

18

Evaluación del Potencial Eólico

3 Evaluación del Potencial Eólico 3.1 Síntesis metodológica La evaluación del potencial eólico aquí desarrollada se basa en campos de viento horarios sobre todo el dominio de análisis, desde la Región de Arica y Parinacota hasta la Isla Grande de Chiloé, simulados con WRF para el año 2010. Esta información, junto a criterios tecnológicos y de uso del territorio, permite identificar aquellas zonas del país que cuentan con un potencial eólico significativo. La siguiente figura describe la metodología implementada, donde los cuadros naranjos representan los procesos (cálculos e información), los azules los resultados intermedios y los verdes el resultado final. Figura 6: Metodología de estimación del potencial eólico. Modelación con WRF para 2010 e interpolación a altura evaluada

Factor de planta anual: resolución 1km x 1km

Aplicación de restricciones territoriales

Selección de zonas y estimación de producción ajustada por pérdidas e incertidumbre de modelación

Zonas disponibles con f.p. superior a 0,3 sin ajuste

Sistematización y caracterización de proyectos de dominio público (cartera de proyectos) Serie de v horaria a altura de generación de los proyectos Estimación de producción por parque eólico ajustadas por pérdidas e incertidumbre de modelación

Series de producción horaria por zona

Series de producción horaria por zona

Potencial disponible

Potencial de la cartera de proyectos con factor de planta > 0,3

Ajuste por densidad de potencia inestable

La metodología estima el potencial (capacidad instalada y producción esperada) de los parques eólicos de dominio público en el país, es decir aquellos en operación, construcción o que habían ingresado a tramitación ambiental al 31 de diciembre de 2012, a cuyo conjunto denominaremos “la cartera de proyectos”. Para cada parque eólico de la cartera de proyectos se simularon series horarias de generación de energía y su promedio para el año 2010, expresado como factor de planta anual (f.p.). Ello a partir de las series de viento generadas por WRF y de las características de los parques que se pueden extraer de la información de dominio público, esto es: localización, tipo y altura de buje de cada aerogenerador. El análisis agregado de esta información permite estimar el potencial de la cartera como función del factor de planta simulado para el año 2010.

Energías Renovables en Chile

Estimación de producción sobre dominio de evaluación: aerogenerador y altura de generación únicos

Series de v horaria a 100 m sobre el suelo

19

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

La caracterización de la cartera de proyectos también aporta información para la identificación de nuevas zonas con potencial eólico, en especial sobre aspectos relacionados con sus características territoriales y sobre tendencias respecto del tipo de aerogeneradores que los desarrolladores de proyectos están considerando para Chile. Por su parte, al descontar de las zonas con elevado recurso eólico las áreas que abarca la cartera de proyectos, es posible estimar el potencial eólico que a fines del año 2012 no contaban con proyectos de dominio público, al que denominaremos “potencial disponible”. Para el dimensionamiento del potencial disponible se procedió a estimar, sobre todo el dominio de estudio, la producción promedio anual de un aerogenerador de 3 MW instalado a una altura de buje de 100 metros, mediante las series de viento horarias obtenidas de WRF, resumiendo los resultados en una capa de información geográfica del factor de planta anual. Luego de ello se aplicaron restricciones territoriales relacionadas tanto con requisitos para la instalación de parques eólicos, como con el uso de suelo. Entre los criterios considerados están: elevación, pendiente del terreno, zonas con protección, distancia a caminos y costa y emplazamiento de la cartera de proyectos. El resultado así obtenido permite analizar la disponibilidad de zonas en el dominio cuya extensión sea superior a un mínimo que permita la materialización de parques eólicos y que podrían tener factores de planta superiores a un determinado valor promedio anual. Una vez identificadas dichas zonas, se procedió a calcular su producción para dos aerogeneradores y tres alturas de buje, con la intención de reflejar de mejor manera la producción que podría lograrse bajo los diferentes regímenes de viento imperantes en las zonas identificadas. Los resultados así obtenidos dan cuenta del “potencial disponible”. La producción de la cartera de proyectos y de las zonas seleccionadas asociadas al potencial disponible, se estimó con series de viento obtenidas de WRF ajustadas, de modo que diesen cuenta de las pérdidas que normalmente se generan en esos parques y de la incertidumbre de la modelación. En los acápites siguientes se desarrollan en mayor profundidad algunos de los aspectos metodológicos, en especial los relacionados a los criterios y supuestos utilizados en el análisis.

Energías Renovables en Chile

3.2 Validación de las simulaciones con WRF y ajustes a la producción

20

Las simulaciones con WRF consideran 17 dominios computacionales, cada uno de resolución espacial horizontal de 1 x 1 kilómetro y de 41 niveles verticales, 12 de los cuales se encuentran dentro de los primeros 200 metros sobre el nivel del suelo, rango útil para la evaluación de proyectos de generación eólica. Estos últimos tienen un espaciamiento variable de entre 5 y 34 metros sobre el nivel de la superficie terrestre. Para los cálculos de producción de la cartera de proyectos y de las zonas con potencial disponible, en caso que los niveles verticales del modelo no coincidan con las alturas de buje de los aerogeneradores, se originaron series de magnitud de viento interpoladas linealmente a la altura de interés a partir de las series de viento obtenidas de WRF en los niveles inmediatamente inferior y superior a dicha altura. Además, para cada punto de grilla se obtiene la densidad del aire simulada por el modelo, la que se incorporará luego a la estimación de producción mediante un ajuste de la curva de generación de los aerogeneradores evaluados. Si bien, por ausencia de registros de viento de calidad adecuada y de acceso público, no ha sido posible la evaluación del desempeño de las simulaciones en todas las zonas cubiertas por la modelación; como se analiza más adelante, en donde ello ha sido posible los resultados del modelo han mostrado una buena correspondencia con las mediciones. Sin perjuicio

Evaluación del Potencial Eólico

de lo anterior, los resultados obtenidos directamente de WRF no pueden necesariamente considerarse representativos de condiciones de producción eólicas. A la incertidumbre propia de las estimaciones indirectas realizadas con modelos atmosféricos, hay que sumar pérdidas de producción normales en la operación de parques eólicos. Los parques eólicos presentan pérdidas de producción debido a diversas causas: disponibilidad técnica de los equipos, acumulación de suciedad o hielo en las aspas de los aerogeneradores, detenciones total o parcial debido a restricciones regulatorias y pérdidas por efecto estela entre aerogeneradores, por nombrar algunas. Evidentemente, esas pérdidas no son de similar magnitud entre diferentes proyectos, dependiendo tanto de las condiciones ambientales del emplazamiento, como principalmente del layout del parque. Probablemente el valor de las pérdidas totales fluctuará entre 6% en parques pequeños con micrositing adecuado hasta 20%, principalmente por efecto estela. Los cálculos de producción realizados directamente con las series de viento modeladas mediante WRF no dan cuenta de estas pérdidas, por lo que se han ajustado las series de magnitud de viento de modo de considerarlas. Por su parte, la incertidumbre en la estimación de la velocidad de viento por medio de WRF, inherentes a una estimación indirecta como esa, se propagará también a los cálculos de producción eólica. No necesariamente la incertidumbre será similar para todo el dominio y periodo simulados, pues dependerá de la capacidad del modelo de reproducir los diferentes regímenes de viento que se observan en las zonas con potencial eólico en el país. Las siguientes tablas permiten apreciar este aspecto. Tabla 2: Valores registrados (80 m) y modelados por WRF (77 m) de magnitud de viento y potencia media de un aerogenerador de 3 MW (sin pérdidas), en la estación Taltal 80m. Registros 80m

WRF 77m

P media (kW) Reg/WRF

Registros 80m

WRF 77m

Reg/WRF

May-10

12,8

11,9

1,08

2.249

2.165

1,04

Jun-10

11,2

12,4

0,91

2.027

2.323

0,87

Jul-10

10,5

12,2

0,87

1.781

2.121

0,84

Ago-10

8,5

10,8

0,78

1.366

2.001

0,68

Sep-10

9,4

10,3

0,91

1.404

1.699

0,83

Oct-10

10,4

10,9

0,96

1.759

1.967

0,89

Nov-10

8,3

8,6

0,96

1.318

1.480

0,89

Dic-10

8,0

8,6

0,94

1.339

1.426

0,94

Promedio

9,9

10,7

0,93

1.655

1.898

0,87

En el primer caso se comparan los valores deducidos de los registros en la estación de monitoreo de MINENERGIA/GIZ en el interior de Taltal (Región de Antofagasta) con los obtenidos de los resultados del modelo WRF, para aquellos meses donde los registros son representativos del mes. En los cálculos se utilizan directamente los registros del anemómetro localizado a una altura de 80 m. Por su parte, las series de viento modeladas más próximas a esa altura se encuentran a 77 m. Se optó por no realizar ajustes a una altura común para efectos de la comparación, pues, de acuerdo a las mediciones, a dichas alturas el perfil vertical en la magnitud del viento es poco significativo12. 12 El exponente de la función exponencial de extrapolación vertical de la magnitud de viento deducido de los registros a 60 y 80 metros es tan sólo 0,00985.

Energías Renovables en Chile

 v media (m/s) Mes

21

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

Aun cuando para mayo de 2010 los registros son mayores que los resultados modelados, en el resto de los meses se aprecia que los resultados de WRF sobreestiman tanto la velocidad como la producción eólica, llegando este último parámetro a tener una sobre estimación de 47% (1 - 1/0,68) en agosto de 2010. Pese a ello, al considerar el periodo completo se aprecia un adecuado desempeño del modelo, con sobreestimación de 8% (1 - 1/0,93) para la velocidad y de 15% (1 - 1/0,87) para la producción del aerogenerador. El siguiente caso compara el desempeño del modelo bajo un régimen de vientos totalmente distinto al de Taltal. Corresponde a una estación localizada en la Zona Sur del país. Los registros de viento se encuentran a 50 metros y se observa un marcado perfil vertical en la magnitud del viento, razón por la cual se ha optado por extraer los resultados de WRF a 47 y 57 metros e interpolarlos a la altura de monitoreo (50 m). Las comparaciones se realizan directamente a esa altura y no a las de generación, con la finalidad de evitar añadir incertidumbre asociada a la extrapolación vertical de los registros. Tabla 3: Valores a 50 m registrados y estimados por WRF de magnitud de viento y potencia media (aerogenerador de 3 MW, sin pérdidas), en una localización de la Zona Sur del dominio de análisis.  

v media (m/s)

Mes

P media (kW)

Registros 50

WRF50

Reg50/WRF50

Registros 50

May-10

4,8

5,0

0,95

505

WRF50 567

Reg50/WRF50 0,89

Jun-10

8,6

7,7

1,12

1.455

1.333

1,09

Jul-10

8,4

8,6

0,98

1.422

1.560

0,91

Ago-10

7,6

7,7

1,00

1.105

1.258

0,88

Sep-10

6,1

5,4

1,13

895

740

1,21

Oct-10

5,9

5,5

1,08

883

737

1,20

Nov-10

8,3

7,4

1,12

1.646

1.396

1,18

Dic-10

6,7

6,5

1,02

1.090

1.038

1,05

Promedio

7,0

6,7

1,05

1.125

1.078

1,05

A diferencia de lo discutido para Taltal, aquí el modelo parece subestimar la velocidad media del viento y la producción eólica, con un máximo de 21% de subestimación para septiembre. Además el comportamiento es más variable, con meses modelados por sobre o debajo de los registros, lo que es razonable dado que las diferencias son también más bajas, teniendo el modelo, aparentemente, un mejor desempeño que en el caso de Taltal. La subestimación para el periodo analizado es de 5% tanto para la magnitud de viento como para la producción eólica.

Energías Renovables en Chile

Adicionalmente, se comparó el desempeño del modelo con la producción real de los parques eólicos operativos en la Región de Coquimbo, obtenida de las bases de datos de generación horaria del CDEC-SIC. Para ello se extendió a 2011 la simulación con WRF en la zona cubierta por los parques. La siguiente tabla resume los resultados del análisis.

22

Tabla 4: Potencia promedio (Pmed) observada y simulada en el periodo 2010 - 2011 en los parques eólicos de la Región de Coquimbo.  

 

Observado

 Simulado

Parque eólico

Capacidad Instalada (MW)

Pmed (MW)

Factor de planta

Pmed (MW)

Factor de planta

Observado / Simulado

Canela 1 Canela 2 Totoral Monte Redondo

18,15 60 46 48

2,99 13,15 9,27 10,54

0,16 0,22 0,20 0,25

4,75 20,15 14,73 14,40

0,26 0,34 0,32 0,34

0,63 0,65 0,63 0,73

Evaluación del Potencial Eólico

Aparentemente la modelación tiende a sobreestimar la producción de esos parques, en un rango entre 37% (1 - (1/0,73)) y 59% (1 - (1/0,63)) bastante superior a los casos discutidos previamente. No son evidentes las causas de esta mayor discrepancia. Podría ser que las pérdidas operacionales del periodo analizado hayan estado afectadas por ajustes operacionales de los primeros años de operación, aunque es poco probable que eso explique la magnitud de las diferencias. También puede haber un error sistemático del modelo que sobrestime la magnitud del viento en la zona analizada, o bien, que las diferencias se expliquen por una combinación de esas y otras fuentes de incertidumbre. Un aspecto interesante de la comparación anterior es que el desempeño de la modelación es mejor para los dos parques de mayor factor de planta. Ello podría reflejar que la sobrestimación de la velocidad tiene un menor impacto en la producción para velocidades mayores, lo que parece ser consistente con las curvas de producción de los aerogeneradores. Por lo tanto, las discrepancias entre la producción modelada y la real podrían ser menores en zonas de elevado recurso eólico, que son precisamente las que la evaluación del potencial eólico pretende identificar. Como una manera de incorporar en la evaluación del potencial eólico las pérdidas de producción y la incertidumbre de la metodología empleada, se optó por ajustar las series de magnitud de viento simuladas con WRF, de modo de obtener un 75% de la producción modelada. Es decir: f.p.potencial = 0,75 * f.p.WRF Para ello, se desarrolló un algoritmo que ajusta la magnitud del viento simulada que, de manera iterativa, busca un factor constante inferior a uno que, al aplicarse al viento simulado por WRF, resulte en un factor de planta anual equivalente al 75% del factor de planta obtenido sin aplicar corrección. Asumiendo pérdidas de producción medias para los parques, por ejemplo de 15%, o un factor 0,85 sobre la producción sin pérdidas, el valor objetivo de ajuste (0,75) equivale a asumir un factor 0,88 (0,85*0,88 ≈ 0,75) que se hace cargo de la incertidumbre metodológica, similar al observado en Taltal, inferior al de la estación en la Zona Sur del dominio de análisis, y cercano al observado en Monte Redondo.

La caracterización de la cartera de proyectos consideró todos los proyectos presentados a tramitación ambiental hasta el 31 de diciembre de 2012, independientemente del estado de dicha tramitación (aprobado, en calificación, desistido o no calificado), con excepción de algunos proyectos que no culminaron su tramitación ambiental. La principal fuente de información fueron los antecedentes de la tramitación ambiental de cada proyecto contenidos en el sitio web del Servicio de Evaluación Ambiental (www.sea.gob.cl), considerando el estado más reciente del proyecto. También se contemplaron los proyectos adjudicados, o en proceso de adjudicación al 31 de diciembre de 2012, en las licitaciones de concesiones de uso de terrenos fiscales para el desarrollo de proyectos eólicos emprendidas por el Ministerio de Bienes Nacionales (MBN) y MINENERGIA. La siguiente tabla contiene los proyectos analizados.

Energías Renovables en Chile

3.3 Caracterización de proyectos de dominio público

23

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

Tabla 5: Características de la cartera de proyectos consideradas en la estimación de producción.

Energías Renovables en Chile

Nombre

24

Región Sistema

Estado al 31/12/12

Capacidad N° Altura (MW) aerogen. buje (m)

Aerog. (MW)

Modelo aerogenerador

Punta Colorada

IV

SIC

Operativo

36

18

80

2

DeWind D82

Monte Redondo

IV

SIC

Operativo

48

24

80

2

Vestas V90

Totoral

IV

SIC

Operativo

46

23

80

2

Vestas V90

Canela

IV

SIC

Operativo

18,15

11

70

1,65

Vestas V82

Canela II

IV

SIC

Operativo

60

40

79

1,5

Acciona AW 82/1500

Lebu

VIII

SIC

Operativo

10,2

12

47

0,85

Gamesa G52/850

Talinay (oriente 1)

IV

SIC

Construcción

90

45

80

2

Vestas V90 y V100

Ucuquer

VI

SIC

Construcción

16,2

9

80

1,8

Vestas V100

Loa

II

SING

Aprobado

528

264

90

2

Gamesa G97

Calama (CODELCO)

II

SING

Aprobado

250

125

80

2

Vestas V90

Minera Gaby

II

SING

Aprobado

40

20

80

2

Vestas V90

Quillagua

II

SING

Aprobado

100

50

80

2

Vestas V90

Valle de los Vientos

II

SING

Aprobado

99

33

105

3

Vestas V112

Calama

II

SING

Aprobado

128,8

56

100

2,3

Siemens SWT 2,3-101

Taltal

II

SIC

Aprobado

99

33

84

3

Vestas V112

Cabo Leones

III

SIC

Aprobado

170

85

90

2

Gamesa G97

Señora Rosario

III

SIC

Aprobado

84

56

65

1,5

Acciona AW 82/1500

Cabo Leones II

III

SIC

Aprobado

204

102

90

2

Gamesa G97

Talinay (oriente 2)

IV

SIC

Aprobado

47

23

80-100

2-3

Vestas V90 y V112

Talinay (A)

IV

SIC

Aprobado

94

43

80-100

2-3

Vestas V90 y V112

Talinay (B Costa)

IV

SIC

Aprobado

98

48

80-100

2-3

Vestas V90 y V112

Talinay (B Interior)

IV

SIC

Aprobado

128

63

80-100

2-3

Vestas V90 y V112

Talinay (Central)

IV

SIC

Aprobado

42

21

80

2

Vestas V90

Hacienda Quijote

IV

SIC

Aprobado

26

13

80

2

Vestas V80

Monte Redondo (resto)

IV

SIC

Aprobado

26

13

80

2

Vestas V90

La Cachina

IV

SIC

Aprobado

62

31

105

2

Vestas V90

La Cebada

IV

SIC

Aprobado

48,3

21

105

2,3

Siemens SWT 2,3-101

El Pacífico

IV

SIC

Aprobado

82,8

36

105

2,3

Siemens SWT 2,3-101

La Gorgonia

IV

SIC

Aprobado

76

38

105

2

Vestas V90

El Arrayán

IV

SIC

Aprobado

115

50

80

2,3

Siemens SWT 2,3-101

Las Dichas

V

SIC

Aprobado

16

8

105

2

Vestas V90

Laguna Verde

V

SIC

Aprobado

21

14

80

1,5

Goldwind GW82/1500

Llay-Llay

V

SIC

Aprobado

56

28

100

2

Vestas V90

Punta Sierra

IV

SIC

Aprobado

108

36

100

3

Vestas V112

Arauco

VIII

SIC

Aprobado

100

50

90

2

Vestas V90

Chome

VIII

SIC

Aprobado

12

6

80

2

Vestas V80

Altos de Hualpén

VIII

SIC

Aprobado

20

10

67

2

Vestas V80

Raki

VIII

SIC

Aprobado

18

6

94

3

Vestas V112

Lebu Sur

VIII

SIC

Aprobado

108

54

90

2

Vestas V90

Lebu Sur II

VIII

SIC

Aprobado

158

79

90

2

Vestas V90

Cuel

VIII

SIC

Aprobado

34,5

23

100

1,5

Goldwind GW82/1500

Collipulli

IX

SIC

Aprobado

48

24

105

2

Vestas V90

Renaico

IX

SIC

Aprobado

101,2

44

100

2,3

Siemens SWT 2,3-101

San Pedro

X

SIC

Aprobado

36

20

80

1,8

Vestas V90 Continúa en la página siguiente...

Evaluación del Potencial Eólico

Nombre

Región Sistema

Estado al 31/12/12

Capacidad N° Altura (MW) aerogen. buje (m)

Aerog. (MW)

Modelo aerogenerador

Llanquihue

X

SIC

Aprobado

73,6

32

105

2,3

Siemens SWT 2,3-101

Ancud

X

SIC

Aprobado

81

27

120

3

Vestas V112

Cateao

X

SIC

Aprobado

100

50

80

2

Vestas V90

Calama B

II

SING

En calificación

75

25

100

3

Vestas V112

Andes Wind Park 1

II

SING

En calificación

50

25

80

2

Vestas V90

Andes Wind Park 2

II

SING

En calificación

9,35

11

68

0,85

Gamesa G52/850

Calama A

II

SING

En calificación

72

36

135

2

Vestas V90

San Juan de Chañaral

III

SIC

En calificación

248

124

100

2

Vestas V90

Sarco

III

SIC

En calificación

285

95

100

3

Vestas V112

Punta Palmeras

IV

SIC

En calificación

66

22

95

3

Vestas V112

Talinay II Etapa 1

IV

SIC

En calificación

108

36

119

3

Vestas V112

Talinay II Etapa 2

IV

SIC

En calificación

99

33

119

3

Vestas V112

Talinay II Etapa 3

IV

SIC

En calificación

105

35

119

3

Vestas V112

Talinay II Etapa 4

IV

SIC

En calificación

87

29

119

3

Vestas V112

Talinay II Etapa 5

IV

SIC

En calificación

102

34

119

3

Vestas V112

Küref

VIII

SIC

En calificación

43,2

24

80

1,8

Vestas V100 Vestas V112

Tolpán

VIII

SIC

En calificación

306

102

119

3

Pillín

XIV

SIC

En calificación

51

17

92

3

Vestas V112

X

SIC

En calificación

108,1

47

100

2,3

Siemens SWT 2,3-101

Ampliación San Pedro

X

SIC

En calificación

144

48

120

3

Vestas V112

Lebu Sur III

VIII

SIC

No calificado

280

140

90

2

Vestas V90

Pacífico

X

SIC

No calificado

40

20

80

2

Vestas V90

Tchamma

II

SING

Licitación MBN

90

60

60

1,5

Goldwind GW82/1500

Pichihue

Ckani

II

SING

Licitación MBN

150

100

75

1,5

Goldwind GW82/1500

Cerro Tigre

II

SING

Licitación MBN

138

60

80

2,3

Siemens SWT 2,3-101

Sierra Gorda Este

II

SING

Licitación MBN

100,8

56

80

1,8

Vestas V100

Sierra Gorda Oeste

II

SING

Licitación MBN

150

60

65

2,5

Nordex N90/2500

6.871

3.156

Los parámetros señalados en la tabla anterior son los usados en las simulaciones de producción y no necesariamente coincidentes con los antecedentes de la tramitación ambiental, pues estos últimos no siempre contenían la información requerida en los cálculos de producción. Fue necesario fijar aquellos parámetros definidos como genéricos u opcionales por los titulares de algunos proyectos, principalmente relacionados con el modelo y altura de buje de los aerogeneradores. Además, para algunos modelos de aerogeneradores las curvas de potencia no estaban implementadas en el modelo de cálculo de producción, en cuyo caso se seleccionaron modelos alternativos. Dada la extensión de los proyectos Talinay y Talinay II se optó por separarlos en etapas asimilables a las declaradas en su EIA, de modo de considerar las probables diferencias de desempeños de cada etapa. Adicionalmente, se generó una base de datos con la localización de cada uno de los aerogeneradores de los proyectos. Para ello fue necesario uniformar la localización a un sistema común de coordenadas (WGS 84), y corregir algunos errores evidentes en los antecedentes recopilados. Para algunos proyectos no fue posible obptener información sistematizada de las coordenadas de los aerogeneradores, en cuyo caso se procedió a estimarlas a partir de planos o imagines del layout de los parques. Como resultado de este análisis se localizaron 3.156 aerogeneradores.

Energías Renovables en Chile

Total 

25

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

Es necesario señalar que las características de la cartera de proyectos así definida, no necesariamente coincidirá con la que llegue a concretarse. Por una parte, dentro de la cartera existen proyectos de bajo desempeño que probablemente no se materialicen. Por otra parte, tanto el micrositing como el modelo de aerogenerador puede ser modificado como resultado de un mejor conocimiento de las condiciones del régimen de viento en el emplazamiento de los proyectos o de la evolución de la oferta de aerogeneradores, siendo bastante probable que ello suceda principalmente para aquellos proyectos que ingresaron tempranamente a tramitación ambiental.

3.4 Parámetros utilizados en la evaluación 3.4.1 Selección de parámetros relacionados con la tecnología

La caracterización de la cartera de proyectos permitió estimar parámetros relacionados con la instalación de parques eólicos que podrían ser representativos del tipo de proyectos que se está considerando en Chile, como la tendencia respecto del tamaño de aerogenerador y su altura de buje. La siguiente figura resume esos parámetros en función de la fecha de ingreso a tramitación ambiental de los proyectos de la cartera.

140

4,5

130

4,0

120

80

Sep/12

May/12

Sep/11

Ene/12

Ene/11

Sep/10

May/11

May/10

Sep/09

Ene/10

May/09

Sep/08

Ene/09

May/08

Sep/12

May/12

Sep/11

Ene/12

Ene/11

May/11

Sep/10

Sep/09

Ene/10

May/10

May/09

Sep/08

Ene/09

May/08

Sep/07

Ene/08

May/07

Sep/06

40 Ene/07

50

0,0 Ene/06

60

0,5

Sep/07

70

1,0

Ene/08

1,5

90

Sep/06

2,0

Ene/07

2,5

110 100

May/07

3,0

Ene/06

3,5

May/06

Altura de buje (m)

5,0

May/06

Capacidad (MW)

Figura 7: Tamaño de aerogenerador y altura de buje de la cartera de proyectos en función de la fecha de ingreso a tramitación ambiental.

Energías Renovables en Chile

Se observa una tendencia al aumento tanto de la capacidad como de la altura de buje de los aerogeneradores, consistente con la experiencia internacional. Sin embargo, dichas características se definen de acuerdo al régimen de viento del emplazamiento de cada proyecto y a la oferta de aerogeneradores al momento de tomar la decisión de inversión.

26

Respecto de lo primero, al menos para algunas zonas en el desierto de Atacama, la información disponible muestra que podrían no ser convenientes alturas de buje demasiado altas, pues a partir de alturas intermedias se invierte el perfil vertical de la magnitud del viento comenzando a disminuir con la altura, o bien no se observa que aumente. La siguiente figura muestra ese tipo de comportamientos registrados en las estaciones de monitoreo de MINENERGIA/GIZ al poniente de la ciudad de Calama y en la zona interior de Taltal.

Evaluación del Potencial Eólico

Figura 8: Perfil vertical de la magnitud de viento en las estaciones Calama Oeste y Taltal. 100

Calama Oeste

80

Altura (m)

Altura (m)

100

60 40 20

Taltal

80 60 40 20

0

0 6,7

6,9

7,1

7,3

7,5

7,7

7,9

8,1

8,3

8,5

6,7

Magnitud de viento (m/s)

6,9

7,1

7,3

7,5

7,7

7,9

8,1

8,3

8,5

Magnitud de viento (m/s)

El impacto de la altura de generación (altura de buje) en la producción de energía puede apreciarse en la siguiente figura, que resume el factor de planta de un aerogenerador de 3 MW en algunas localizaciones del dominio analizado con distinto régimen de viento. Los cálculos se hicieron a tres alturas de generación asimilables a niveles de las series de velocidad de viento generadas por WRF. Figura 9: Efecto de la altura de buje sobre el factor de planta en una muestra de zonas. El factor de planta se estimó para un punto de la zona por medio de resultados de WRF para 2010. 0,45

Factor de planta

0,40 0,35 0,30 0,25 0,20 0,15 0,10 0,05 0,00 II Región Interior

II Región Taltal

III Región Costa 77 m

IV Región Costa 94 m

VIII Región Valle Central

VIII Región Costa

Chiloé Costa

124 m

Dado lo expuesto, se optó por evaluar el “potencial disponible” para dos tamaños de aerogeneradores: 1,5 MW y 3 MW de capacidad nominal. El primero, debido al menor diámetro de su rotor (en torno a 80 metros), permite ser evaluado a alturas de buje menores que el segundo, definiéndose en 60 metros dicha altura para efectos de la evaluación. El aerogenerador de 3 MW se evaluó a 80 y 100 metros de altura de buje. Es decir, para cada zona seleccionada para la estimación del potencial disponible se consideraron tres combinaciones de aerogenerador y altura de buje, seleccionándose aquella que optimizara la producción de la zona. Por su parte, los cálculos de producción se realizan utilizando una curva de potencia del aerogenerador representativa de las condiciones de densidad de aire de cada zona analizada. Esto se hizo ajustando la curva representativa de condiciones de atmósfera estándar de acuerdo a la siguiente función:

Energías Renovables en Chile

No todas las zonas evaluadas tienen un comportamiento similar. Para ambas localidades de la Región de Antofagasta la producción esperada disminuiría levemente a medida que aumenta la altura de buje y en la localidad costera de la Región de Atacama aparenta una disminución a la mayor altura evaluada. En contrapartida, en el resto de las zonas se observa que la generación aumenta con la altura de buje.

27

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

va = vr * (ρr /ρa)(1/3) Donde va corresponde a la velocidad de la curva de potencia ajustada, vr a la velocidad de la curva de potencia a la densidad de aire de referencia ρr, y ρa a la densidad del aire a la cual se necesita ajustar la curva de potencia del aerogenerador. La siguiente figura muestra las curvas de potencia utilizadas en condiciones de densidad de aire de referencia (1,225 kg/m3) y ajustada a la localización de la estación de monitoreo ubicada al interior de Taltal (2.100 metros de elevación, 0,95 kg/m3 de densidad de aire).

Potencia (kW)

Figura 10: Curvas de potencia utilizadas en la evaluación en condiciones de referencia (1,225 kg/m3) y ajustadas por la densidad del aire de una localización a 2.100 m de altitud. 3.250 3.000 2.750 2.500 2.250 2.000 1.750 1.500 1.250 1.000 750 500 250 0 0

1

2

3

4

5

6

7

8

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 Velocidad a altura de buje (m/s)

3 MW (1,225 kg/m3)

1,5 MW (1,225 kg/m3)

3 MW (0,95 kg/m3)

1,5 MW (0,95 kg/m3)

3.4.2 Condiciones territoriales seleccionadas para la evaluación

Los aspectos de la cartera de proyectos que se evaluaron para definir criterios o restricciones territoriales para la identificación de zonas con potencial disponible son: distancia a centros poblados, pendiente del terreno para el emplazamiento de los parques y densidad de potencia instalable.

Energías Renovables en Chile

La distancia mínima a centros poblados rurales (distinto de centros urbanos) definida como restricción para las zonas con potencial disponible se obtuvo de un análisis, por medio del MAE, de algunos proyectos de la cartera. Preliminarmente se había predefinido una distancia de un kilómetro, sin embargo y a la vista de los casos analizados, se redefinió en 500 metros13.

28

La siguiente figura compara el impacto de esta restricción en dos zonas con proyectos de parques eólicos. Como se aprecia, una restricción de 1.000 metros resulta excesiva debido a que varios aerogeneradores de los proyectos en estudio estarían localizados dentro del área de restricción, situación que desaparece o se aminora con 500 metros de distancia a los centros poblados. Además, dicho valor no es el mínimo observado en la cartera de proyectos, donde algo más del 2% de los aerogeneradores (más de 50) estaría a menos de 500 metros de alguno de los centros poblados incorporados en la base de datos de MAE. 13 Esta distancia se utilizó sólo para efectos metodológicos del estudio, y no está relacionada con el cumplimiento de algún tipo de reglamentación.

Evaluación del Potencial Eólico

Figura 11: Restricción de distancia mínima de 1.000 y 500 metros a centros poblados para localización de aerogeneradores. Izquierda zona de San Juan de Chañaral, derecha Talinay.

La siguiente figura muestra la distribución acumulada de aerogeneradores en función de la distancia a centros poblados. Figura 12: Distribución acumulada de aerogeneradores en la cartera de proyectos en función de la distancia a centros poblados. 100%

10%

90%

9%

80%

8%

70%

7%

60%

6%

50%

5%

40%

4%

30%

3%

20%

2%

10%

1%

0%

0% -

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

-

100

200

300

Distancia (m)

400

500

600

700

800

900 1.000

Distancia (m)

Figura 13: Distribución acumulada de aerogeneradores en la cartera de proyectos en función de la distancia a límites de centros urbanos. 100%

10%

90%

9%

80%

8%

70%

7%

60%

6%

50%

5%

40%

4%

30%

3%

20%

2%

10%

1%

0%

0% -

10.000 20.000 30.000 40.000 50.000 60.000 70.000 80.000 90.000 Distancia (m)

-

1.000

2.000

3.000

4.000

Distancia (m)

5.000

6.000

7.000

Energías Renovables en Chile

De manera similar, para la estimación del potencial disponible se consideró una distancia mínima de un kilómetro a centros urbanos para la localización de aerogeneradores. La siguiente figura muestra la distribución acumulada de aerogeneradores en la cartera de proyectos en función de la distancia a límites urbanos. Aun cuando podría asumirse que 1.000 metros es una restricción rigurosa, se aprecia que en los hechos no lo es tanto, ya que del orden del 1% de los aerogeneradores considerados en la cartera tendrían distancias inferiores a ese valor.

29

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

También por medio de MAE se estimó la pendiente en el emplazamiento de cada uno de los 3.156 aerogeneradores de la base de datos levantada. La siguiente figura muestra la distribución acumulada de aerogeneradores en función de la pendiente de su localización, donde se aprecia que podría estar planificada la instalación de aerogeneradores en zonas con pendiente incluso superiores a los 25°. Sin embargo, ello puede ser un error en la localización asignada en la base de datos, producto de una inadecuada interpretación del sistema de coordenadas reportado en los antecedentes analizados; o de imprecisiones de la base topográfica utilizada en MAE. Dado ello, se optó por considerar 15° como la pendiente máxima del terreno para el emplazamiento de aerogeneradores en el análisis de las zonas con potencial disponible. Bajo dicho valor se encontrarían el 97% de los aerogeneradores de la cartera de proyectos analizada. Figura 14: Distribución acumulada de la pendiente del terreno en la localización de los aerogeneradores de la cartera de proyectos.

Por su parte, la evaluación de la densidad de potencia instalada por superficie ocupada que se estaría considerando en los parques eólicos en Chile, resumida en la siguiente tabla, se realizó para una muestra de proyectos localizados en las principales zonas de desarrollo eólico en el país. Se observa un rango amplio entre 5,6 ha/MW y 19 ha/MW.

Energías Renovables en Chile

La menor densidad de potencia instalable por superficie (5,3 MW/km2 ó 19 ha/MW) la presenta el proyecto Taltal, aunque probablemente no sea representativa de condiciones típicas para zonas desérticas14, y se encuentre influenciada por las características del proceso bajo el cual el propietario del proyecto tuvo acceso al terreno15. Pese a ello, se usará un valor similar (20 ha/MW) para la estimación del potencial disponible en la zona de Taltal, es decir, una aproximación conservadora.

30

Para las restantes zonas con potencial disponible se usará una densidad de potencia de 10 MW/km2 (10 ha/MW), esto es igual al promedio de la muestra sin considerar el proyecto Taltal. Las excepciones son áreas donde la densidad poblacional rural dificulte la localización de proyectos y aquellas con topografía compleja que podrían dificultar la localización de aerogeneradores. Para las primeras, como puede ser el caso del valle central al oeste de Los Ángeles, se utilizará 30 ha/MW para considerar la restricción impuesta por la densidad de viviendas. Para las zonas de topografía compleja se aplicará un factor similar al usado para el sector de Taltal (20 ha/MW). 14 Los proyectos Cabo Leones, San Juan de Chañaral de Aceituno, Loa y Calama A, también en áreas desérticas, presentan una densidad de potencia por superficie considerablemente superior. 15 Fue el resultado de una licitación de terrenos fiscales donde el área y la capacidad máxima del parque estaban definidas en las bases de la licitación.

Evaluación del Potencial Eólico

Tabla 6: Densidad de potencia instalada por superficie de una muestra de parques eólicos. Nombre

Región

Sistema

Densidad (ha/MW)

Densidad (MW/km2)

Calama A

II

Loa

II

SING

9,6

10,4

SING

12,5

Taltal

8,0

II

SIC

19,0

San Juan de Chañaral

5,3

III

SIC

9,2

10,9

Cabo Leones

III

SIC

12,1

8,2

Punta Colorada

IV

SIC

6,7

14,9

El Pacífico

IV

SIC

6,7

14,9

Canela

IV

SIC

7,1

14,2

El Arrayán

IV

SIC

7,3

13,7

La Gorgonia

IV

SIC

9,9

10,1

Canela II

IV

SIC

10,0

10,0

Monte Redondo

IV

SIC

11,3

8,9

Punta Sierra

IV

SIC

13,6

7,3

Totoral

IV

SIC

14,4

6,9

Lebu Sur II

VIII

SIC

9,3

10,7

Lebu Sur

VIII

SIC

9,6

10,4

Cuel

VIII

SIC

10,2

9,8

Lebu Sur III

VIII

SIC

11,4

8,8

Renaico

IX

SIC

8,6

11,6

Pacífico

X

SIC

5,6

17,9

Ampliación San Pedro

X

SIC

10,0

10,0

Máximo

19,0

17,9

Mínimo Promedio

5,6

5,3

10,2

10,6

3.4.3 Factor de planta seleccionado

Sin perjuicio de lo anterior, se ha optado por expresar el potencial disponible como la capacidad instalable que cumpliría una producción mínima anual equivalente a un factor de planta igual o superior a 0,3, obtenido de la siguiente expresión:

f.p. = Eanual / (Capacidad * 8.760), donde:

• f.p. corresponde al factor de planta del área o proyecto eólico analizado, • Eanual corresponde a la energía que se estima producirá el parque eólico o el área evaluada (para un aerogenerador dado) en un año, en MWh, y

• Capacidad corresponde a la potencia definida para el parque eólico o a la potencia estimada como posible de instalar en un área evaluada, en MW.

Energías Renovables en Chile

La metodología aquí implementada permite estimar el potencial eólico como la capacidad instalable (MW) que cumple el criterio de ser superior a un umbral mínimo de producción de los parques eólicos. Obviamente, a menor valor del umbral una mayor área del dominio cumplirá el criterio y el potencial disponible será superior. No es posible determinar el valor adecuado con la metodología aquí implementada, pues no incorpora la viabilidad económica del desarrollo de proyectos eólicos, la que depende no sólo de características orográficas del emplazamiento y de la infraestructura disponible, sino también de los niveles de precios de la energía en cada zona.

31

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

El umbral anterior (0,3) se ha definido de manera arbitraria, aun cuando podría dar cuenta de proyectos con una adecuada viabilidad económica, dependiendo ello de las condiciones particulares de cada proyecto. Cabe señalar que el valor seleccionado es considerablemente superior al observado en los parques eólicos en operación en los sistemas eléctricos mayores en Chile a diciembre de 2012. 3.4.4 Resumen de restricciones territoriales

La siguiente tabla resume las restricciones territoriales que se aplicaron sobre el dominio de análisis en el proceso de identificación de zonas con potencial disponible. La herramienta utilizada para ello fue el MAE, cuya información se actualizó a agosto de 2012, en particular la relacionada con zonas bajo alguna categoría de protección oficial. Parte importante del potencial eólico nacional se encuentra localizado en el desierto de Atacama, principalmente en la Región de Antofagasta, a elevaciones cercanas y superiores a 2.000 metros sobre el nivel del mar. La experiencia internacional de parques eólicos a esas alturas es escasa y al momento de hacer el análisis no se contó con información suficiente que permitiese confirmar la existencia de una oferta consolidada de aerogeneradores con garantías para operar a grandes elevaciones. Sin perjuicio de ello, el propietario del proyecto eólico Taltal, a 2.100 msnm, al momento de la elaboración del presente informe había confirmado su decisión de inversión, y con ello la disponibilidad de aerogeneradores. Asimismo el proyecto Valle de Los Vientos, a 2.500 msnm, ya se encontraba en construcción. Tabla 7: Restricciones territoriales definidas para la evaluación del potencial eólico disponible. Factores Factor de planta 2010 para aerogenerador de 3 MW Altitud Pendiente

Inferior a 0,3

Altura de buje 100 m f.p. deducido de modelación y corregido por 0,75

> 3.000 msnm para regiones XV a II y 2.000 msnm para el resto

Garantías de proveedores

>15°

Análisis de cartera de proyectos Análisis de cartera de proyectos

Distancia a centros poblados

< 500 m

Análisis de cartera de proyectos

Distancia a ríos y esteros

< 300 m

Criterio conservador

Distancia a cuerpos de agua

< 300 m

Criterio conservador

SNASPE, santuarios de la naturaleza y sitios bajo Convención de Ramsar

Criterio conservador

Zonas protegidas

Energías Renovables en Chile

Comentario y/o fuente de información

< 1.000 m

Distancia a centros urbanos

32

Restricción considerada

Línea de costa

< 100 m

Algo superior a zona de protección costera de 80 m (DS 47 de 1992 del Ministerio de Vivienda y Urbanismo)

Líneas férreas, red vial y sendero de Chile

< 60 m

Análisis de casos de caminos construidos más 35 metros de prohibición de construcción de edificaciones permanentes (Artículo 39, DFL N° 850 del 12/09/97)

Distancia a aerogeneradores de la cartera de proyectos

< 700 m

Análisis de cartera de proyectos

Dado lo anterior, se optó por restringir el análisis a una elevación máxima de 3.000 msnm para las regiones XV a II, y a 2.000 m en las restantes regiones dado que en ellas es menos

Evaluación del Potencial Eólico

frecuente encontrar zonas extensas con topografía adecuada. Esta aproximación podría ser conservadora porque se descartan extensas zonas con régimen de vientos elevados, localizadas principalmente en la Región de Antofagasta. El desarrollo de proyectos eólicos en zonas declaradas bajo protección oficial no está prohibido según la legislación vigente, en tanto las características de los proyectos sean compatibles con los recursos nacionales protegidos en dichas zonas y con las condiciones para su conservación. Pese a ello, se optó por aplicar un criterio conservador, estableciendo como restricción todas las zonas consideradas en el Sistema Nacional de Áreas Silvestres Protegidas del Estado (SNASPE), esto es, parques y reservas nacionales y monumentos naturales, además de los humedales considerados en la Convención sobre los Humedales de Importancia Internacional (Convención de Ramsar).

3.5 Potencial eólico estimado 3.5.1 Potencial de la cartera de proyectos

La siguiente figura contiene la distribución del factor de planta resultante de la metodología aplicada en este estudio a la cartera de proyectos (ordenada izquierda), los que se presentan de mayor a menor factor de planta. Además, se incluye la capacidad acumulada de los proyectos (MW, ordenada derecha). Como se aprecia, aproximadamente 3.000 MW de los 6.500 MW que constituían la cartera de proyectos podrían tener factores de planta de 0,3 o superior, bajo un régimen de viento similar al modelado para el año 2010, y 1.800 MW incluso podrían superar un factor de planta de 0,35.

9.000 8.500 8.000 7.500 7.000 6.500 6.000 5.500 5.000 4.500 4.000 3.500 3.000 2.500 2.000 1.500 1.000 500 0

0,45 0,40

0,30 0,25 0,20 0,15 0,10 0,05

F.p. ajustado

Eol.71

Eol.69

Eol.67

Eol.65

Eol.63

Eol.61

Eol.59

Eol.57

Eol.55

Eol.53

Eol.51

Eol.49

Eol.47

Eol.45

Eol.43

Eol.39

Eol.41

Eol.37

Eol.35

Eol.33

Eol.31

Eol.29

Eol.27

Eol.25

Eol.23

Eol.21

Eol.19

Eol.17

Eol.15

Eol.13

Eol.9

Eol.11

Eol.7

Eol.5

Eol.3

Eol.1

0,00

MW acumulado

Estos resultados sólo pueden considerarse estimativos, debido a la incertidumbre propia de trabajar con información indirecta (modelada) y no con registros de viento, aun cuando la metodología se hace cargo de la incertidumbre mediante el ajuste de las series de viento modeladas de modo que la producción total de los parques resulte en un 75% de la obtenida sin ajustes a la serie de viento. Sin perjuicio de lo anterior, es probable que algunos de los proyectos de la cartera que logren concretarse tengan desempeños superiores a los aquí estimados, debido a eventuales

Energías Renovables en Chile

Factor de planta

0,35

MW

Figura 15: Distribución del factor de planta y de la capacidad acumulada de la cartera de proyectos eólicos, para los resultados de la modelación de viento para el año 2010.

33

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

optimizaciones tanto por la selección de aerogeneradores adecuados a cada régimen de viento, como por una relocalización de los aerogeneradores, o la no instalación de aquellos de menor desempeño en cada proyecto. Respecto de lo último, algunos de los proyectos en la cartera evaluada cubren grandes extensiones y, dependiendo de su localización geográfica, es posible encontrar variaciones muy significativas en la magnitud del viento dentro del área cubierta por el parque. Si esas optimaciones ocurren, la estimación realizada en este estudio podría considerarse una aproximación conservadora. Por su parte la siguiente tabla resume el potencial, desagregado por región político administrativa, de la cartera de proyectos que tienen a lo menos un factor de planta 0,3. En la tabla, se ha optado por presentar de manera separada de la región en la que se encuentran la zona al interior de Taltal (Región de Antofagasta) y la Isla Grande de Chiloé debido al gran potencial de esas zonas y al hecho que en la actualidad tienen restricciones importantes para la transmisión de la energía que en ellas pudiese producirse. Tabla 8: Potencia por región asociada a la cartera de proyectos eólicos con factor de planta igual o superior a 0,3 y factor de planta promedio. Región o zona De Antofagasta (sin Taltal) Taltal

Capacidad (MW)

Factor de planta

240

0,37

99

0,41

De Atacama

533

0,34

De Coquimbo

777

0,35

De Valparaíso

21

0,40

Del Biobío

419

0,32

De La Araucanía

407

0,38

51

0,39

De Los Ríos Isla Grande de Chiloé Total

428

0,39

2.975

0,36

3.5.2 Potencial eólico disponible

Energías Renovables en Chile

La evaluación del potencial instalable en aquellas zonas del país cubiertas por el SING y SIC que no contaban con proyectos de dominio público a diciembre de 2012 se realizó en dos etapas.

34

La primera etapa fue la identificación de todas aquellas áreas que cumplen las restricciones territoriales resumidas en el punto 3.4.4. de este documento, incluyendo como restricción las áreas cubiertas por la cartera de proyectos. Para ello, a partir de las series horarias de viento obtenidas de la modelación con WRF para el año 2010, se estimó la producción del aerogenerador de 3 MW a una altura de buje de 100 metros sobre todo el dominio de análisis, y se generó una capa del factor de planta anual que se incorporó al análisis con MAE. Los resultados de este análisis, desagregados por región y rango de factor de planta, se resumen en la siguiente tabla y figura. Si bien por limitaciones de capacidad computacional en esta etapa no se hicieron los ajustes a las series horarias de producción eólica por pérdidas o por posibles sobrestimaciones del modelo de viento, los rangos del factor de planta en ellas presentados consideran la multiplicación por un factor 0,75 de modo de incluir dichos aspectos en el promedio anual.

Evaluación del Potencial Eólico

De acuerdo a estas estimaciones, las zonas disponibles que presentan un elevado recurso eólico y cumplen las restricciones territoriales aquí definidas, mayoritariamente estarían concentradas en la Región de Antofagasta, en el valle central entre las regiones del Biobío y de la Araucanía, en la Península de Arauco incluyendo su costa sur, en la cordillera de la costa de las regiones de Los Ríos y de Los Lagos, y en la Isla Grande de Chiloé. Tabla 9: Superficie en el dominio de análisis por rango de factor de planta anual (3 MW a 100 m) sin restricciones territoriales (Sin RT) y luego de descontar dichas restricciones excepto el factor de planta inferior a 0,3 (Con RT). Región

f.p.

Sin RT (ha)

Con RT (ha)

0 - 0,15

Región

f.p.

Sin RT (ha)

Con RT (ha)

3.224.648

1.846.805

0 - 0,15

4.963.354

3.897.964

606

0,15 - 0,18

290.828

94.601

0,15 - 0,18

2.073.197

1.426.338

0,18 - 0,21

115.422

123

0,18 - 0,21

189.578

26.927

0,18 - 0,21

1.517.777

859.016

0,21 - 0,24

80.972

1

0,21 - 0,24

178.739

10.527

0,21 - 0,24

1.094.732

451.975

0,24 -0, 27

58.198

4

0,24 -0, 27

134.084

3.220

0,24 -0, 27

743.003

256.022

0,27 - 0,30

33.660

 

0,27 - 0,30

99.130

407

0,27 - 0,30

474.793

159.869

0,30 - 0,33

10.458

 

0,30 - 0,33

71.718

 

0,30 - 0,33

378.285

113.984

0,33 - 0,36

1.820

 

0,33 - 0,36

42.300

 

0,33 - 0,36

297.250

74.769

0,36 - 0,39

9

 

0,36 - 0,39

19.510

 

0,36 - 0,39

295.753

77.565

Antofagasta

374.006

180.597

Tarapacá

1.181.219

0,15 - 0,18

0,39 - 0,42

 

 

0,39 - 0,42

1.003

 

0,39 - 0,42

250.341

62.054

0,42 - 0,45

 

 

0,42 - 0,45

 

 

0,42 - 0,45

169.168

11.149

0,45 ->

 

 

0,45 ->

 

 

0,45 ->

68.416

2.819

f.p.

Sin RT (ha)

Con RT (ha)

f.p.

Sin RT (ha)

Con RT (ha)

0 - 0,15

0 - 0,15

Región

Región

f.p.

Sin RT (ha)

0 - 0,15

Con RT (ha)

2.366.527

2.670.301

1.020.795

1.256.452

441.344

394.322

72.225

0,15 - 0,18

198.691

46.927

0,15 - 0,18

80.330

19.340

0,18 - 0,21

398.335

29.223

0,18 - 0,21

185.791

39.888

0,18 - 0,21

58.676

9.000

0,21 - 0,24

418.521

10.280

0,21 - 0,24

191.655

35.020

0,21 - 0,24

48.938

6.892

0,24 -0, 27

445.061

3.587

0,24 -0, 27

166.221

18.554

0,24 -0, 27

38.059

3.797

0,27 - 0,30

450.883

2.119

0,27 - 0,30

146.572

8.144

0,27 - 0,30

30.510

2.538

0,30 - 0,33

384.695

723

0,30 - 0,33

128.535

3.564

0,30 - 0,33

26.498

701

0,33 - 0,36

324.767

560

0,33 - 0,36

120.033

2.932

0,33 - 0,36

23.460

533

0,36 - 0,39

271.753

253

0,36 - 0,39

96.950

2.993

0,36 - 0,39

17.763

116

0,39 - 0,42

197.002

35

0,39 - 0,42

68.550

1.269

0,39 - 0,42

12.576

144

0,42 - 0,45

140.517

 

0,42 - 0,45

46.283

953

0,42 - 0,45

4.969

213

0,45 ->

189.051

 

0,45 ->

42.485

215

0,45 ->

1.919

 

f.p.

Sin RT (ha)

Con RT (ha)

0 - 0,15

1.070.880

367.524

0,15 - 0,18

67.369

10.601

0,18 - 0,21

55.042

7.327

0,21 - 0,24

61.771

7.165

0,24 -0, 27

53.754

1.967

0,27 - 0,30

41.490

186

0,30 - 0,33

33.377

33

0,33 - 0,36

31.564

1

0,36 - 0,39

32.767

 

0,39 - 0,42

34.419

 

0,42 - 0,45

24.028

 

0,45 ->

32.180

 

Región

f.p.

Sin RT (ha)

0 - 0,15

1.119.670

0,15 - 0,18

128.419

0,18 - 0,21

Con RT (ha)

Valparaíso

3.896.014

0,15 - 0,18

Región

f.p.

Sin RT (ha)

Con RT (ha)

502.216

0 - 0,15

1.575.331

758.638

55.831

0,15 - 0,18

419.964

217.392

98.723

42.045

0,18 - 0,21

278.673

127.555

0,21 - 0,24

57.741

21.374

0,21 - 0,24

203.757

83.226

0,24 -0, 27

40.570

9.594

0,24 -0, 27

140.484

46.198

0,27 - 0,30

28.298

1.900

0,27 - 0,30

112.422

28.911

0,30 - 0,33

26.225

773

0,30 - 0,33

75.015

5.209

0,33 - 0,36

23.858

890

0,33 - 0,36

66.616

1.033

0,36 - 0,39

22.871

307

0,36 - 0,39

52.693

459

0,39 - 0,42

23.349

13

0,39 - 0,42

41.111

212

0,42 - 0,45

24.369

14

0,42 - 0,45

26.419

49

0,45 ->

40.132

4

0,45 ->

39.324

5

Continúa en la página siguiente...

Energías Renovables en Chile

0 - 0,15

Con RT (ha)

Maule

Metropolitana de Santiago

Región

Sin RT (ha)

Coquimbo

Atacama

Región

f.p.

Del Libertador General Bernardo O´Higgins

Arica y Parinacota

Región

35

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

Energías Renovables en Chile

Los Lagos

Región

36

f.p.

Sin RT (ha)

Con RT (ha)

Región

f.p.

Sin RT (ha)

Con RT (ha)

Región

f.p.

Sin RT (ha)

Con RT (ha)

231.154

0 - 0,15

341.053

133.887

0 - 0,15

218.288

87.848

501.888

213.301

0,15 - 0,18

598.816

268.814

0,15 - 0,18

258.589

123.729

0,18 - 0,21

632.221

285.326

0,18 - 0,21

785.523

384.426

0,18 - 0,21

328.194

162.949

0,21 - 0,24

690.327

335.849

0,21 - 0,24

537.995

248.813

0,21 - 0,24

393.747

214.178

0,24 -0, 27

575.496

308.411

0,24 -0, 27

354.588

144.534

0,24 -0, 27

243.408

119.803

0,27 - 0,30

345.265

175.088

0,27 - 0,30

266.277

108.363

0,27 - 0,30

153.878

68.292

0,30 - 0,33

197.157

94.349

0,30 - 0,33

140.671

53.451

0,30 - 0,33

97.080

40.857

0,33 - 0,36

97.278

41.188

0,33 - 0,36

79.075

27.755

0,33 - 0,36

68.451

28.819

0,36 - 0,39

47.360

15.622

0,36 - 0,39

41.802

11.573

0,36 - 0,39

39.583

15.760

0,39 - 0,42

23.999

4.889

0,39 - 0,42

18.494

2.462

0,39 - 0,42

16.657

5.500

0,42 - 0,45

7.552

1.061

0,42 - 0,45

12.373

661

0,42 - 0,45

4.119

855

0,45 ->

3.403

82

0,45 ->

6.237

16

0,45 ->

1.808

2

f.p.

Sin RT (ha)

Con RT (ha)

Región

f.p.

Sin RT (ha)

Con RT (ha)

0 - 0,15

253.892

52.580

0 - 0,15

0,15 - 0,18

273.980

75.746

0,15 - 0,18

22.360.619 12.081.288 5.466.991

2.625.452

0,18 - 0,21

463.906

171.584

0,18 - 0,21

5.107.860

2.145.388

0,21 - 0,24

757.329

343.191

0,21 - 0,24

4.716.225

1.768.491

0,24 -0, 27

796.006

355.045

0,24 -0, 27

3.788.933

1.270.738

0,27 - 0,30

703.422

298.761

0,27 - 0,30

2.886.601

854.578

0,30 - 0,33

557.780

193.858

0,30 - 0,33

2.127.493

507.502

0,33 - 0,36

415.363

150.161

0,33 - 0,36

1.591.833

328.640

0,36 - 0,39

233.900

74.466

0,36 - 0,39

1.172.713

199.114

0,39 - 0,42

139.637

36.870

0,39 - 0,42

827.137

113.448

0,42 - 0,45

78.520

12.441

0,42 - 0,45

538.317

27.396

0,45 ->

46.822

2.707

0,45 ->

471.776

5.850

Los Ríos

589.517

Araucanía

0 - 0,15 0,15 - 0,18

Todo el dominio analizado

Biobío

Región

Evaluación del Potencial Eólico

La siguiente tabla resume los resultados anteriores por región político administrativa del país. De acuerdo a este análisis, la superficie total en el dominio estudiado con un factor de planta igual o superior a 0,3 que cumpliría todas las restricciones impuestas superaría el millón de hectáreas.

Energías Renovables en Chile

Figura 16: Distribución del factor de planta anual (3 MW a 100 m) sin (izquierda) y con restricciones territoriales excepto el límite 0,3 del factor de planta (centro), y considerando dicho límite (derecha).

37

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

Tabla 10: Superficie con factor de planta anual (3 MW a 100 m) igual o superior a 0,3 sin restricciones territoriales (Sin RT) y luego de aplicar dichas restricciones (Con RT). Región De Arica y Parinacota De Tarapacá

Sin RT (ha)

Con RT (ha)

12.287 134.531

De Antofagasta

1.459.214

De Atacama

1.507.785

1.571

502.835

11.926

87.185

1.707

De Coquimbo De Valparaíso

342.340

Metropolitana de Santiago

188.335

34

Del Libertador General Bernado O´Higgins

160.805

2.001

Del Maule

301.176

6.967

Del Biobío

376.750

157.191

De la Araucanía

298.652

95.917

De Los Ríos

227.696

91.793

1.472.022

470.503

6.729.271

1.181.951

De Los Lagos Total

Sin embargo, el resultado anterior incluye el conjunto de puntos de grilla (1km x 1km) que cumplen los criterios, independientemente del tamaño del área continua que los cumple, incluyendo algunas zonas que probablemente permiten albergar parques eólicos muy pequeños. La segunda etapa consistió en la selección de subáreas que, de acuerdo a los resultados de la etapa anterior, podrían tener una extensión suficiente para instalar parques eólicos de varias decenas de MW de capacidad instalada. Para las subáreas seleccionadas se procedió, en cada punto de grilla de la modelación de vientos para el año 2010, a calcular la producción de las tres combinaciones de aerogeneradores y altura de generación descritas previamente en este informe (aerogenerador de 1,5 MW a 60 metros de altura de buje, y aerogenerador de 3 MW a 80 y 100 metros de altura de buje), a seleccionar la combinación que optimizaba la producción de energía16 y a estimar la fracción del área en la cual cada punto de grilla tenía un factor de planta igual o superior a 0,3.

Energías Renovables en Chile

Además, a cada subárea seleccionada se le asignó una densidad de potencia eólica instalable de 10, 20 ó 30 ha/MW, en conformidad con los criterios señalados en capítulos previos respecto de la topografía de la zona y de la densidad de viviendas rurales que contiene. Se descartaron aquellas áreas cuya potencia instalable resultante fuese inferior a 50 MW.

38

La siguiente figura muestra las áreas que se obtuvieron luego de la aplicación de la metodología descrita.

16 Es posible que configuraciones de parques que no optimicen la producción de energía puedan tener mejores desempeños económicos, aspecto que es parte de los estudios de factibilidad de proyectos de inversión y que se encuentra fuera de los alcances del análisis aquí realizado.

Evaluación del Potencial Eólico

Por su parte, la próxima tabla resume los resultados para las subáreas seleccionadas de acuerdo a los criterios y metodología descritos incluyendo, para cada zona, el tamaño y la altura de buje del aerogenerador seleccionado, la densidad de potencia eólica instalable asignada, la superficie dentro de la subárea que cumple el criterio de un factor de planta estimado sobre 0,3, y el factor de planta promedio y el potencial total instalable asociados. De esta manera, la potencia instalable así estimada para zonas en las cuales no existían proyectos eólicos de dominio público al 31 de diciembre de 2012 que podrían tener factores de planta igual o superiores a 0,3, es decir, el potencial disponible, superaría los 37.000 MW.

Energías Renovables en Chile

Figura 17: Zonas seleccionadas con capacidad instalable de al menos 50 MW y factor de planta mínimo de 0,3. No incluye la cartera de proyectos.

39

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

Tabla 11: Zonas seleccionadas con factor de planta superior a 0,3. Nombre

Región o zona

Altura buje (m)

Tamaño aerogen. (MW)

Factor de planta

Superficie (ha)

Densidad potencia (ha/MW)

Capacidad (MW)

Calama 1

De Antofagasta

60

1,5

0,32

1.802

10

180

Calama 2

De Antofagasta

60

1,5

0,31

3.356

10

336

Calama 3

De Antofagasta

60

1,5

0,32

913

10

91

Calama 4

De Antofagasta

60

1,5

0,34

690

10

69

Calama 5

De Antofagasta

60

1,5

0,32

5.857

10

586

Sierra Gorda

De Antofagasta

60

1,5

0,33

555

10

55

Paposo 1

De Antofagasta

60

1,5

0,31

7.280

10

728

Paposo 2

De Antofagasta

60

1,5

0,34

2.058

10

206

Paposo 3

De Antofagasta

60

1,5

0,31

1.795

10

179

Paposo 4

De Antofagasta

60

1,5

0,32

1.916

10

192

Taltal 1

Taltal

60

1,5

0,37

17.165

20

858

Taltal 2

Taltal

60

1,5

0,35

39.145

20

1.957

Taltal 3

Taltal

60

1,5

0,40

16.640

20

832

Taltal 4

Taltal

60

1,5

0,37

68.804

20

3.440

Taltal 5

Taltal

60

1,5

0,35

67.931

20

3.397

Taltal 6

Taltal

60

1,5

0,35

19.886

20

994

Costa III

De Atacama

100

3

0,34

859

10

86

Costa IV 1

De Coquimbo

100

3

0,33

1.002

10

100

Costa IV 2

De Coquimbo

100

3

0,36

719

10

72

Costa IV 3

De Coquimbo

100

3

0,37

2.169

10

217

Energías Renovables en Chile

Costa VI

Del L. B. O’Higgins

100

3

0,34

1.510

20

75

Florida

Del Bíobío

100

3

0,33

7.338

20

367

Yumbel

Del Bíobío

100

3

0,32

1.670

10

167

Laja 1

Del Bíobío

100

3

0,32

2.643

10

264

Laja 2

Del Bíobío

100

3

0,31

4.969

30

166

Laja 3

Del Bíobío

100

3

0,32

3.340

30

111

Laja 4

Del Bíobío

100

3

0,31

1.535

10

153

Los Ángeles 1

Del Bíobío

100

3

0,32

5.296

30

177

Los Ángeles 2

Del Bíobío

100

3

0,32

6.232

30

208

Nacimiento

Del Bíobío

100

3

0,32

3.219

30

107

Negrete 1

Del Bíobío

100

3

0,35

7.690

30

256

Negrete 2

Del Bíobío

100

3

0,32

2.891

30

96

Negrete 3

Del Bíobío

100

3

0,36

10.757

30

359

Negrete 4

Del Bíobío

100

3

0,32

1.918

30

64

Curanilahue

Del Bíobío

100

3

0,31

2.190

20

110

Arauco 1

Del Bíobío

100

3

0,39

1.579

20

79

Arauco 2

Del Bíobío

100

3

0,38

2.962

20

148

Arauco 3

Del Bíobío

100

3

0,38

3.831

20

192

Arauco 4

Del Bíobío

100

3

0,33

3.250

20

163

Arauco 5

Del Bíobío

100

3

0,34

3.237

20

162

Arauco 6

Del Bíobío

100

3

0,31

2.850

20

142

Arauco 7

Del Bíobío

100

3

0,31

6.183

20

309

Lebu 1

Del Bíobío

100

3

0,33

3.505

20

175

Lebu 2

Del Bíobío

100

3

0,36

3.142

20

157

Los Álamos

Del Bíobío

100

3

0,32

6.437

20

322

Tirúa

Del Bíobío

100

3

0,34

2.549

20

127

Renaico

De La Araucanía

100

3

0,34

4.854

30

162

Angol 1

De La Araucanía

100

3

0,33

4.482

30

149

Continúa en la página siguiente...

40

Evaluación del Potencial Eólico

Nombre

Región o zona

Altura buje (m)

Tamaño aerogen. (MW)

Factor de planta

Angol 2

De La Araucanía

100

3

0,32

2.530

30

84

Angol 3

De La Araucanía

100

3

0,32

3.316

20

166

Angol 4

De La Araucanía

100

3

0,33

1.829

20

91

Ercilla 1

De La Araucanía

100

3

0,31

1.877

10

188

Ercilla 2

De La Araucanía

100

3

0,32

1.043

10

104

Carahue 1

De La Araucanía

100

3

0,33

10.626

20

531

Carahue 2

De La Araucanía

100

3

0,35

5.366

20

268

Carahue 3

De La Araucanía

100

3

0,35

3.781

20

189

Mariquina

De Los Ríos

100

3

0,36

2.929

20

146

Valdivia 1

De Los Ríos

100

3

0,37

3.083

20

154

Valdivia 2

De Los Ríos

100

3

0,35

5.747

20

287

Valdivia 3

De Los Ríos

100

3

0,32

2.725

20

136

Los Lagos 1

De Los Ríos

100

3

0,32

2.309

20

115

Los Lagos 2

De Los Ríos

100

3

0,35

6.486

20

324

Corral 1

De Los Ríos

100

3

0,34

5.604

20

280

Corral 2

De Los Ríos

100

3

0,34

5.059

20

253

Corral 3

De Los Ríos

100

3

0,36

19.357

20

968

Paillaco

De Los Ríos

100

3

0,33

3.962

20

198

Río Negro

De Los Lagos

100

3

0,31

1.988

30

66

Cord. Costa 1

De Los Lagos

100

3

0,34

10.678

20

534

Cord. Costa 2

De Los Lagos

100

3

0,37

7.294

20

365

Cord. Costa 3

De Los Lagos

100

3

0,37

7.440

20

372

Cord. Costa 4

De Los Lagos

100

3

0,34

4.898

20

245

Cord. Costa 5

De Los Lagos

100

3

0,40

5.705

20

285

Cord. Costa 6

De Los Lagos

100

3

0,37

3.234

20

162

Cord. Costa 7

De Los Lagos

100

3

0,40

10.098

20

505

Cord. Costa 8

De Los Lagos

100

3

0,34

5.270

20

263

Puerto Octay 1

De Los Lagos

100

3

0,31

4.742

30

158

Puerto Octay 2

De Los Lagos

100

3

0,31

2.569

30

86

Costa X 1

De Los Lagos

100

3

0,33

9.843

20

492

Costa X 2

Densidad potencia (ha/MW)

Capacidad (MW)

De Los Lagos

100

3

0,35

4.741

20

237

Chiloé 1

Chiloé

80

3

0,34

2.089

20

104

Chiloé 2

Chiloé

100

3

0,33

5.068

20

253

Chiloé 3

Chiloé

100

3

0,33

6.737

20

337

Chiloé 4

Chiloé

100

3

0,36

6.397

20

320

Chiloé 5

Chiloé

100

3

0,37

3.536

20

177

Chiloé 6

Chiloé

100

3

0,38

2.594

20

130

Chiloé 7

Chiloé

100

3

0,34

3.573

20

179

Chiloé 8

Chiloé

100

3

0,33

11.777

20

589

Chiloé 9

Chiloé

100

3

0,33

5.660

20

283

Chiloé 10

Chiloé

100

3

0,32

6.281

20

314

Chiloé 11

Chiloé

100

3

0,33

45.155

20

2.258

Chiloé 12

Chiloé

100

3

0,34

94.702

20

0,34

732.297

Total

 

4.735 37.477

Si bien el potencial disponible estimado constituye una cifra elevada en comparación con la capacidad instalada de generación eléctrica en el SIC y en el SING, parte importante de él se encuentra en zonas en las cuales existen restricciones de transmisión, entre ellas la Isla Grande de Chiloé y la zona interior de Taltal. En conjunto ambas zonas constituyen del orden de 50% del potencial instalable identificado, como se puede deducir de la siguiente tabla donde se resume por región la capacidad instalable sobre 0,3 de factor de planta estimada en este análisis.

Energías Renovables en Chile

Superficie (ha)

41

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

Tabla 12: Capacidad instalable por región asociada al potencial disponible y a la cartera de proyectos con factor de planta igual o superior a 0,3. Cartera de proyectos Región o zona De Antofagasta (sin Taltal)

Capacidad (MW)

Factor de planta

Potencial disponible Capacidad (MW)

Factor de planta

Potencial total Capacidad (MW)

Factor de planta

240

0,37

2.622

0,32

2.862

0,32

99

0,41

11.479

0,36

11.578

0,36

De Atacama

533

0,34

86

0,34

619

0,34

De Coquimbo

777

0,35

389

0,36

1.166

0,36

De Valparaíso

21

0,40

 

21

0,40

75

0,34

75

0,34

Taltal

Del L. B. O’Higgins

 

Del Biobío

419

0,32

4.581

0,33

5.000

0,33

De La Araucanía

407

0,38

1.933

0,33

2.341

0,34

51

0,39

2.863

0,35

2.914

0,35

 

3.770

0,36

3.770

0,36

428

0,39

9.678

0,34

10.106

0,34

2.975

0,36

37.477

0,34

40.452

0,35

De Los Ríos De Los Lagos (sin Chiloé) Isla Grande de Chiloé Total

Aun cuando este análisis de potencial eólico es representativo de las condiciones simuladas para tan solo el año 2010, se estima poco probable que un análisis de más largo plazo de cuenta de nuevas zonas de magnitud significativa que cumplan las restricciones territoriales aquí definidas. Como se analiza más adelante en el capítulo de variabilidad interanual, con la excepción de las zonas costeras del Norte Chico, el recurso eólico del año 2010 habría correspondido a una condición promedio o bajo el promedio. Por su parte, una variación de las restricciones territoriales puede dar lugar al descarte de algunas de las zonas identificadas o a la identificación de nuevas. A modo de ejemplo, considerar restricciones de transmisión eléctrica daría lugar a lo primero, aun cuando ellas son subsanables con inversiones adicionales en infraestructura de transmisión, en particular en zonas que pueden tener elevados potenciales que las justifiquen. En contrapartida, la eliminación de restricciones en la altitud del emplazamiento de los aerogeneradores, en este análisis limitado a 3.000 msnm en el Norte Grande y 2.000 msnm en el resto del dominio analizado; daría lugar a que, por ejemplo, la zona altiplánica de la Región de Antofagasta cercana a la frontera con Argentina, se revelara como una zona con un potencial instalable del orden de los miles de MW con factores de planta 0,4 o superior.

3.6 Comportamiento temporal del recurso eólico

Energías Renovables en Chile

El comportamiento temporal del recurso eólico se evalúa respecto de su ciclo diario y anual, así como de su variabilidad interanual.

42

La mayoría de los proyectos de la cartera de proyectos y las zonas identificadas en este estudio que presentarían factores de planta superiores a 0,3 mayoritariamente se encuentran concentrados en áreas delimitadas de la Región de Antofagasta, en dos zonas costeras del Norte Chico, en el valle central en torno al límite entre las regiones del Biobío y de la Araucanía, en la Península de Arauco incluyendo su costa sur, en la cordillera de la costa de las regiones de Los Ríos y de Los Lagos, y en la Isla Grande de Chiloé. Dada la similitud del régimen de viento presente dentro de cada área, el comportamiento temporal del recurso eólico se evaluó para las siguientes zonas:

Evaluación del Potencial Eólico

• Región de Antofagasta con máximos diur-

nos (II Diurno): característica de fuertes vientos de valle, con una mayor intensidad de vientos valle-arriba. • Región de Antofagasta con máximos nocturnos (II Nocturno): característica de fuertes vientos de valle, con una mayor intensidad de vientos de drenaje. • Zona interior de Taltal (Taltal): régimen de vientos particular con elevada intensidad de vientos nocturnos, y periodos prolongados y continuos de fuertes vientos. • Costa de la Región de Atacama (III Costa): zona de marcada influencia del ciclo anual del Anticiclón Subtropical del Pacifico Sureste y por la presencia de un chorro costero. • Costa de la Región de Coquimbo (IV Costa): también influenciada por el anticiclón y un chorro costero. • Costa sur de la Península de Arauco (VIII Costa): zona con influencia anticiclónica principalmente en verano, así como por el paso de sistemas frontales. • Valle central en torno al límite de las regiones de Biobío y de la Araucanía (VIII V. Central): a similar latitud del punto anterior sin influencia costera. • Costa de la Región de Los Ríos (XIV Costa): baja influencia anticiclónica durante los meses invernales. • Costa de la Región de Los Lagos (X Costa): zona limítrofe de la influencia del Anticiclón Subtropical del Pacifico • Isla Grande de Chiloé: (Chiloé): mayoritariamente influenciada por los vientos del oeste y el paso de sistemas frontales.

Figura 18: Zonas usadas en análisis temporal.

El análisis del comportamiento de la producción eólica durante el año y dentro del día se realizó a partir de los resultados de la modelación con WRF del viento para el año 2010, debido a que 2010 es el único año, a la fecha de realización de este análisis, para el cual se contaba con resultados modelados sobre todo el dominio de estudio. Si bien mediante el procedimiento de reconstrucción temporal de variables meteorológicas, descrito en el capítulo 2, es posible simular series horarias de velocidad de viento y de producción eólica para el periodo 1980 - 2012, lo que permitiría un análisis de tipo climatológico; el análisis de sus resultados para el año 2010 sobre casos seleccionados evidenció una cierta tendencia a extremar los valores máximos y mínimos respecto de los resultados obtenidos con las modelaciones con WRF para el mismo año. La siguiente figura muestra ese efecto para el ciclo anual de dos puntos, uno localizado en la costa de la Región de Coquimbo y el otro en la costa de la Región de los Lagos.

Energías Renovables en Chile

3.6.1 Ciclo diario y anual de la producción eólica

43

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

IV Costa (Mod)

IV Costa (Rec)

X Costa (Mod)

Dic

Nov

Oct

Sep

Ago

Jul

Jun

May

Abr

Mar

Feb

0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0,0 Ene

Factor de planta

Figura 19: Ciclo anual 2010 en un punto de la costa de las regiones de Coquimbo y de Los Lagos modelado con WRF (Mod) y estimado con técnica de reconstrucción temporal (Rec).

X Costa (Rec)

Este análisis limitado al año 2010 no necesariamente reflejará el comportamiento climatológico de los ciclos anual y diurno, estimándose que las principales diferencias podrían darse en el ciclo anual, en particular en las variaciones de comportamiento entre meses contiguos. Sin perjuicio de ello, los resultados obtenidos se aprecian consistentes con lo esperable para los diferentes regímenes de viento analizados, y permiten formarse una impresión de sus ciclos temporales. Si bien el análisis se realizó tanto para el comportamiento de la magnitud del viento como para la producción eólica, expresada como factor de planta, se resumen aquí los resultados obtenidos sólo para este último parámetro pues reviste mayor interés para los efectos de evaluar el potencial eólico. Además, para mejorar la descripción de los diferentes regímenes de viento, se complementa el análisis con resultados de magnitud de viento registrados en estaciones de prospección eólica de MINENERGIA/GIZ. En las zonas de la Región de Antofagasta se estimó la producción de un aerogenerador de 1,5 MW con una altura de buje de 60 metros sobre el nivel del suelo, y para las restantes zonas un aerogenerador de 3 MW a 100 metros de altura de buje. La producción obtenida considera el ajuste por pérdidas típicas de producción en los parques eólicos y por eventuales sobrestimaciones de la magnitud de viento del modelo WRF. Como era de esperar, por las distintas forzantes que regulan el comportamiento del viento, se observan marcadas diferencias en el ciclo diario entre las distintas zonas evaluadas. En la siguiente figura se presentan el ciclo diario y anual de la producción eólica simulada para el año 2010 en las zonas seleccionadas de la Región de Antofagasta.

44

II Nocturno

Taltal

II Diurno

II Nocturno

Taltal

Dic

Oct

Nov

Sep

Ago

Jul

Jun

May

Abr

Mar

Feb

Hora II Diurno

0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0,0 Ene

Factor de planta

0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Factor de planta

Energías Renovables en Chile

Figura 20: Ciclo diario y anual del factor de planta simulado para 2010 (1,5 MW a 60 metros de altura de buje) en zonas seleccionadas de la Región de Antofagasta.

Evaluación del Potencial Eólico

En el interior del Norte Grande, el ciclo diurno se encuentra muy marcado en aquellas zonas donde la forzante principal aparenta ser térmica asimilable a vientos de valle, caracterizados por direcciones de viento inversas entre el día y la noche usualmente en el eje longitudinal de las depresiones en las que se encuentre la zona. En estas zonas se observan dos mínimos diurnos, coincidentes con las horas de transición del régimen de vientos diurno al nocturno y viceversa. Además, la magnitud y persistencia de los vientos nocturnos se incrementa en los meses invernales y la de los diurnos en los meses estivales de manera consistente con la variación de las horas e intensidad de la insolación a lo largo del año. La zona de Taltal presenta un régimen de vientos particular. Durante el periodo estival es posible identificar un ciclo similar al de las zonas anteriores, esto es, un máximo diurno y otro nocturno con direcciones de viento aproximadamente inversas. Sin embargo, en gran parte de los días de otoño e invierno se aprecia principalmente sólo el mínimo de la tarde en el ciclo diurno, así como la presencia de fenómenos de viento intenso de varios días de duración, caracterizados por la presencia mayoritaria de vientos de componente noreste a las alturas de buje normales de emplazamiento de aerogeneradores, tal como se aprecia en las siguientes figuras. Figura 21: Ciclo diario 2010 del factor de planta simulado en la zona de Taltal para un aerogenerador de 1,5 MW a 60 metros de altura de buje. 0,8

Factor de planta

0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 24

23

22

21

20

19

18

17

16

15

14

13

11

12

9

10

8

7

6

5

4

3

2

1

0 Hora Enero

Junio

Año

Figura 22: Dirección y magnitud de viento a 60 metros en la estación Taltal. 360

30

310

25

160 110

10

60

5

10 -40

0 13

14

15

16

17

18

19

20

Junio de 2011 Magnitud

21

22

23

24

25

26

Dirección

Por su parte, la costa del Norte Chico se encuentra durante todo el año bajo la influencia del anticiclón subtropical del Pacífico. Durante los meses de verano, el anticiclón alcanza su posición más austral (con su centro aproximadamente a 33°S) incluyendo bajo su dominio desde el norte de Chile hasta la Isla Grande de Chiloé. En invierno, se desplaza hacia el norte hasta los 27°S limitando su dominio hacia el sur hasta la Región del Maule.

Energías Renovables en Chile

m/s

210

15

Grados

260

20

45

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

Consecuentemente, el viento costero en la costa del Norte Chico sopla desde el sur la mayor parte del tiempo. Tanto el ciclo anual como el diario adicionalmente muestran una forzante térmica, con máximos durante los meses de primavera y verano al término del día, probablemente relacionada con la diferencia de calentamiento mar/tierra y su interacción con la topografía costera.

IV Costa

III Costa

IV Costa

Considerando que la forzante radiativa se maximiza en general en verano, el máximo primaveral en la producción eólica que se observa en las zonas analizadas de la costa de las regiones de Atacama y de Coquimbo señala que otras forzantes también son relevantes. Los resultados de la modelación para el año 2010, arriba presentados, no ayudan a despejar cuáles serían esas forzantes, lo que podría ser una situación particular del año 2010. Sin embargo, el promedio de más de 5 años de la magnitud de viento a 20 metros en las estaciones Loma del Hueso (costa de Región de Atacama) y Lengua de Vaca (costa de Región de Coquimbo) evidencia ciclos de viento de formas similares en ambas estaciones, pero con máximos en meses distintos: en septiembre para Loma del Hueso y en noviembre para Lengua de Vaca. Ese comportamiento podría estar en parte relacionado con el desplazamiento de norte a sur en primavera del anticiclón subtropical del Pacífico sureste, cuyo centro alcanzaría primero la zona analizada en la Región de Atacama (latitud 28,9°S) y luego la zona costera de la Región de Coquimbo de mayor producción eólica (entre 30,5°S y 31,2°S). Figura 24: Ciclo anual (oct06-dic11) de magnitud de viento a 20 metros en las estaciones Loma del Hueso (Región de Atacama) y Lengua de Vaca (Región de Coquimbo). 8,0

46

6,0 5,0 4,0

Loma del Hueso

Lengua de Vaca

Dic

Nov

Oct

Sep

Ago

Jul

Jun

May

Abr

Mar

Feb

3,0

Ene

m/s

Energías Renovables en Chile

7,0

Dic

Nov

Oct

Sep

Jul

Ago

Jun

May

Abr

Ene

Hora III Costa

Mar

0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0,0 Feb

Factor de planta

0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Factor de planta

Figura 23: Ciclo diario y anual del factor de planta simulado para 2010 (3 MW a 100 metros de altura de buje) en zonas seleccionadas del Norte Chico.

Evaluación del Potencial Eólico

La intensidad del viento se refuerza en estas dos zonas del Norte Chico a causa de un chorro costero de sur a norte, cuyos máximos de velocidad están en el mar al norte de la punta de Lengua de Vaca (aproximadamente frente a la Bahía de Tongoy) y al norte de la Bahía Sarco (28,84°S y 71,45° O). Los chorros son inducidos por el paso de altas presiones migratorias más al sur, y dan lugar a periodos de mayor magnitud de viento de entre un día y algo más de una semana de duración, seguidos de cortos periodos de velocidades bajas. En la siguiente figura se puede apreciar ese comportamiento, donde destaca un evento de vientos intensos de aproximadamente 8 días de duración (3 al 11 de septiembre), registrado en la estación Lengua de Vaca. Figura 25: Magnitud de viento a 20 metros sobre la superficie en estación Lengua de Vaca. 20 18 16

m/s

14 12 10 8 6 4 2 0 1

2

3

4

5

6

7

8

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

Septiembre de 2011

Vientos influenciados por forzantes térmicas mar/tierra aún parecen apreciarse con cierta nitidez en la costa del Golfo de Arauco y de la Región de los Ríos, principalmente en los meses de verano. La relevancia a lo largo del año de dichas brisas es mucho menor que en la costa del Norte Chico debido a la menor influencia del anticiclón subtropical del Pacífico sureste lo que permite una mayor frecuencia de pasos de sistemas frontales caracterizados por vientos intensos con componentes norte. El ciclo anual en las zonas seleccionadas de la Región del Biobío, y principalmente en la costa, evidencia la influencia que los sistemas frontales tienen en la producción eólica en los meses invernales, aunque, en este caso, aparentemente superpuesta a una componente del ciclo anual asociada a brisas “locales” (brisas mar/tierra o valle/montaña) que se manifiesta con máximos en primavera y verano.

Dic

Oct

Nov

Sep

Jul

Ago

Jun

May

Abr

Mar

VIII Costa

VIII V.Central

En la cordillera de la costa de la Región de Los Lagos el ciclo diario se vuelve difuso, y en la Isla Grande de Chiloé desaparece. En estas zonas y en la cordillera de la costa de la Región

Energías Renovables en Chile

VIII V.Central

Feb

Hora VIII Costa

0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0,0 Ene

Factor de planta

0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Factor de planta

Figura 26: Ciclo diario y anual del factor de planta simulado para 2010 (3 MW a 100 metros de altura de buje) en zonas seleccionadas de la Región del Biobío.

47

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

de Los Ríos, la mayor frecuencia de sistemas frontales configuraría un ciclo anual con máximos invernales, tal como se aprecia en la figura siguiente.

X Costa

Chiloé

XIV Costa

Dic

Oct

Nov

Sep

Jul

X Costa

Ago

Jun

May

Abr

Mar

Feb

Hora XIV Costa

0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0,0 Ene

Factor de planta

0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Factor de planta

Figura 27: Ciclo diario y anual del factor de planta simulado para 2010 (3 MW a 100 metros de altura de buje) en zonas de las regiones de Los Ríos y de Los Lagos.

Chiloé

Finalmente, en las siguientes figuras se resumen el ciclo anual y diario de los factores de planta en las zonas seleccionadas en este análisis.

Energías Renovables en Chile

Figura 28: Ciclo anual y diario 2010 del factor de planta estimado para zonas seleccionadas de la Región de Antofagasta.

48

Evaluación del Potencial Eólico

Figura 29: Ciclo anual y diario 2010 del factor de planta estimado para zonas seleccionadas en la costa del Norte Chico.

Energías Renovables en Chile

Figura 30: Ciclo anual y diario 2010 del factor de planta estimado para zonas seleccionadas en la Región del Biobío.

49

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

Figura 31: Ciclo anual y diario 2010 del factor de planta estimado para zonas seleccionadas en el área sur del dominio de análisis.

3.6.2 Variabilidad interanual: 1980 - 2012

Energías Renovables en Chile

La variabilidad interanual del recurso eólico se describe a partir de los resultados de la técnica de reconstrucción temporal de series de viento en puntos geográficos contenidos en las zonas para las cuales se evaluó el ciclo anual y diario, de manera similar al procedimiento normalmente usado en estudios de factibilidad de proyectos eólicos en ausencia de series observacionales de largo plazo.

50

La localización de los puntos geográficos analizados es la siguiente (coincide con los mostrados en la Figura 18):

• II Diurno: 22,4° S, 68,7° O. • II Nocturno: 22,5° S, 69,1° O. • Taltal: 25,0° S, 69,9° O. • III Costa: 28,9° S, 71,5° O. • IV Costa: 31,2° S, 71,7° O.

• VIII Costa: 37,6° S, 73,6° O. • VIII V. Central: 37,6° S, 72,6° O. • XIV Costa: 39,5° S, 73,2° O. • X Costa: 41,2° S, 73,8° O. • Chiloé: 42,7° S, 74,0° O.

Evaluación del Potencial Eólico

Como se señaló previamente, el procedimiento de reconstrucción temporal en algunas zonas analizadas tiende a extremar los valores máximos y mínimos de los ciclos diario y anual de producción eólica respecto de los resultados obtenidos con la modelación de WRF para el año 2010. Es probable que dicho comportamiento no sea extrapolable a los promedios anuales de magnitud del viento, puesto que el aumento de los valores máximos y la disminución de los mínimos tenderían a compensarse. Este aspecto puede ser distinto para el caso de producción eólica, para la cual las magnitudes de viento medias y elevadas tienen una mayor incidencia que las bajas. Como consecuencia podría ocurrir que la magnitud de la variabilidad interanual de la producción eólica estimada por medio de la técnica de reconstrucción temporal utilizada sea mayor que la real en una determinada zona. Dado lo anterior, los resultados del análisis de variabilidad se presentan tanto para el promedio anual de la magnitud del viento a la altura de generación (60 metros para los puntos de la Región de Antofagasta y 100 para los restantes puntos), como para la producción eólica, en ambos casos expresada como porcentaje respecto del promedio (100%) del periodo analizado (1980 – 2012). La siguiente figura resume el resultado obtenido para la magnitud de viento. Como se aprecia, la variación interanual de la magnitud de viento no sería muy significativa, encontrándose, en la mayoría de los casos, dentro del rango +/- 10% respecto del promedio del periodo 1980 - 2012. Incluso en las zonas asociadas a vientos asimilables a brisas valle/montaña de la Región de Antofagasta, dicha variación sería aún menor (+/-4%), lo que podría reflejar la preponderancia de los factores radiativos en el régimen de viento los cuales a su vez presentan baja variabilidad interanual en dichas zonas. Figura 32: Variación de la magnitud anual del viento respecto del promedio (100%, 1980 - 2012).

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2006

2008

2010

2012

2000

1998

2004

III Costa

Taltal

1996

1994

1992

1990

1988

1986

1984

1980

2012

2010

2008

2006

2004

2002

2000

1998

1996

II Nocturno

IV Costa

XIV Costa

X Costa

2000

1998

1996

1994

1992

1990

1988

1986

1984

2012

2010

2008

2006

2004

2002

2000

1998

1996

VIII V.Central

Chiloé

En la mayoría de los puntos analizados la magnitud del viento del año 2010, año utilizado en la evaluación del potencial eólico, se encontraría cercana al promedio o inferior a él, siendo la excepción la zona costera del Norte Chico. Este aspecto también se verifica para la producción eólica, según se desprende de la siguiente figura.

Energías Renovables en Chile

VIII Costa

1994

1992

85% 1990

90%

85% 1988

95%

90% 1986

100%

95%

1984

100%

1982

110% 105%

1980

110% 105%

1982

115%

1980

115%

2002

II Diurno

1994

85% 1992

90%

85% 1990

95%

90% 1988

100%

95%

1986

100%

1984

105%

1982

110%

105%

1980

110%

1982

115%

115%

51

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

Figura 33: Variación del factor de planta anual respecto del promedio (1980 - 2012, 100%).

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2004

2006

2008

2010

2012

2000

1998

IV Costa

VIII Costa

VIII V.Central

XIV Costa

X Costa

2000

1998

1996

1994

1992

1990

1988

1986

1984

1982

1980

2012

2010

2008

2006

2004

2002

2000

1998

1996

1994

1992

1990

1988

1986

1984

1982

125% 120% 115% 110% 105% 100% 95% 90% 85% 80% 75% 1980

125% 120% 115% 110% 105% 100% 95% 90% 85% 80% 75%

1996

1994

1992

1990

1988

1986

1984

1982

2012

2010

2008

2004

2006

III Costa

Taltal

2002

II Nocturno

2002

2000

1998

1996

1994

1992

1990

1988

1986

1984

1982

1980

II Diurno

1980

125% 120% 115% 110% 105% 100% 95% 90% 85%

125% 120% 115% 110% 105% 100% 95% 90% 85%

Chiloé

La variación interanual de la producción de energía se observa mayor a la de la magnitud de viento, en la mayoría de los casos dentro del rango +/- 20%, y en las zonas ya mencionadas de la Región de Antofagasta dentro de +/- 6%. Aun cuando, es esperable que la producción de energía presente una mayor variabilidad que la magnitud del viento, parte de la variación resultante en este análisis puede ser causada por la incertidumbre de la metodología de reconstrucción de series de viento, debido a las razones expuestas previamente. Si ese fuese el caso, la variabilidad interanual de la producción eólica en Chile podría ser aún inferior a la aquí estimada. 3.6.3 Complementariedad entre regímenes de viento

Como una manera de visualizar la complementariedad del recurso eólico que pudiese existir entre los distintos regímenes de viento que se presentan en las zonas analizadas, se calculó el comportamiento del promedio de las zonas contenidas en cada sistema eléctrico así como el promedio obtenido en ambos sistemas, asumiéndose que la zona de Taltal puede contribuir a ambos sistemas. Esto es:

Energías Renovables en Chile

• SING: promedio de II Diurno, II Nocturno y Taltal. • SIC: promedio de III Costa, IV Costa, VIII Costa, VIII V. Central, XIV Costa, X Costa, Chiloé

52

y Taltal.

• Ambos sistemas (SING-SIC): Promedio de SING y SIC. Lo anterior debe considerarse como un análisis muy preliminar de la complementariedad que puede existir entre distintos regímenes de viento presentes en el país, pues asume que todas las zonas contribuyen en igual proporción a la producción de energía (con excepción de Taltal para el caso del promedio de ambos sistemas), siendo muy posible encontrar otras combinaciones que optimicen dicha complementariedad. Sin perjuicio de lo anterior, los resultados de este simple análisis muestran grados de complementariedad significativos en el ciclo anual.

Evaluación del Potencial Eólico

0,8

0,8

0,7

0,7

Factor de planta

0,6 0,5 0,4 0,3 0,2

0,6 0,5 0,4 0,3 0,2

Hora SING

Promedio SING-SIC

SIC

SING

Promedio SING-SIC

Dic

Oct

Nov

Sep

Jul

Ago

Jun

May

Abr

Mar

24

23

22

21

20

19

18

17

16

15

14

11

13

12

9

8

7

6

5

4

3

2

1

10

0,0

0

Feb

0,1

0,1

Ene

Factor de planta

Figura 34: Ciclo diario y anual del factor de planta 2010 del conjunto de las zonas seleccionadas en el SING y en el SIC, y del promedio de SING y SIC.

SIC

La amplitud de los ciclos anuales se ve reducida en comparación con la de las zonas individuales. Este aspecto es más marcado para el SIC, sin perjuicio de lo cual en este sistema eléctrico la menor producción eólica se registraría en los meses de marzo y abril, de manera coincidente con los menores aportes hidroeléctricos. En el caso del SING se observa una menor complementariedad que es evidente al revisar los ciclos diarios mensuales (siguiente figura), donde en las horas de transición de los regímenes de viento nocturno y diurno persisten valores del factor de planta bastante bajos, llegando a ser inferiores a 0,1 para los meses modelados del verano de 2010.

Energías Renovables en Chile

Figura 35: Ciclo anual del factor de planta 2010 del conjunto de zonas seleccionadas en el SING y en el SIC, yd el promedio de SING y SIC.

53

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

La frecuencia de periodos de muy baja producción eólica conjunta se puede apreciar en la siguiente figura que presenta la distribución de las series horarias del factor de planta para la agrupación de zonas aquí realizada. Valores de ese parámetro inferiores a 0,1 se observa en el 3,3%, 2,4% y 0,9% de las horas del año 2010 para las simulaciones del SING, SIC y el promedio del SING y SIC, respectivamente. Figura 36: Frecuencia (barra y escala izquierda) y frecuencia acumulada (línea y escala derecha) de series horarias del factor de planta 2010 del conjunto de las zonas seleccionadas en el SING y en el SIC, y del promedio de SING y SIC. 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0%

Factor de planta 7,0% 6,5% 6,0% 5,5% 5,0% 4,5% 4,0% 3,5% 3,0% 2,5% 2,0% 1,5% 1,0% 0,5% 0,0%

0,975

0,925

0,875

0,825

0,775

0,725

0,675

0,625

0,575

0,525

0,475

0,425

0,375

0,325

0,275

0,225

0,175

0,125

SIC

0,025

0,975

0,925

0,875

0,825

0,775

0,725

0,675

0,625

0,575

0,525

0,475

0,425

0,375

0,325

0,275

0,225

0,175

0,125

0,075

0,025

7,0% 6,5% 6,0% 5,5% 5,0% 4,5% 4,0% 3,5% 3,0% 2,5% 2,0% 1,5% 1,0% 0,5% 0,0%

100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0%

SING

0,075

7,0% 6,5% 6,0% 5,5% 5,0% 4,5% 4,0% 3,5% 3,0% 2,5% 2,0% 1,5% 1,0% 0,5% 0,0%

Factor de planta 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 0,975

0,925

0,875

0,825

0,775

0,725

0,675

0,625

0,575

0,525

0,475

0,425

0,375

0,325

0,275

0,225

0,175

0,125

0,075

0,025

SING y SIC

Factor de planta

Figura 37: Variación respecto del promedio (1980 - 2012, 100%) de velocidad de viento y factor de planta anual del conjunto de puntos evaluados en SING y SIC, y del promedio de SING y SIC.

Energías Renovables en Chile

SING

54

Promedio SING-SIC

SIC

SING

Promedio SING-SIC

SIC

Donde resulta más destacable la complementariedad entre zonas es en la variación interanual (figura anterior). Aquí el rango de +/- 10% de la variación de la magnitud del viento respecto del promedio del periodo 1980 - 2012 en el cual se encontraban la mayoría de las zonas analizadas, se reduce a +/- 3,5% aproximadamente, o a +/- 1,5% si se evalúan en conjunto ambos sistemas eléctricos. Al considerar la variación de la producción eólica, dichos rangos serían +/- 6% y +/- 2% respectivamente, lo que otorgaría una elevada suficiencia al suministro de energía eólica, la que se maximizaría en un eventual caso de una interconexión entre el SING y el SIC.

2012

2010

2008

2006

2004

2002

2000

1998

1996

1994

1992

1990

Factor de planta

1988

2012

2010

2008

2006

2004

2002

2000

1998

1996

1994

92% 1992

94%

92% 1990

96%

94% 1988

98%

96%

1986

100%

98%

1984

102%

100%

1982

102%

1980

104%

1986

106%

104%

1984

108%

Velocidad

1982

106%

1980

108%

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

4 Energías Renovables en Chile

Evaluación del Potencial Solar - PV

55

Energías Renovables en Chile

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

56

Evaluación del Potencial Solar - PV

4 Evaluación del Potencial Solar - PV 4.1 Síntesis metodológica A diferencia del caso eólico, en la metodología de evaluación del potencial de energía solar utilizando tecnología fotovoltaica, al “potencial disponible” no se le ha descontado la cartera de proyectos fotovoltaicos. A la luz de los resultados aquí obtenidos, el potencial fotovoltaico es tres órdenes de magnitud superior al de los proyectos de dominio público, entendidos como aquellos que se habían sometido a tramitación ambiental hasta el 31 de diciembre de 2012, con lo cual su diferenciación se torna irrelevante. Sin perjuicio de ello, características de esos proyectos son consideradas para efectos de definir restricciones territoriales para el emplazamiento de proyectos PV. La siguiente figura resume la metodología implementada en la estimación del potencial asociado al aprovechamiento de la energía solar con sistemas fotovoltaicos. Figura 38: Diagrama de flujo de metodología de estimación del potencial solar - PV.

Modelo con WRF (2010) e interpolación a 10 m

Modelo numérico/satelital (2010 - 2011)

Estimación de producción para arreglo PV fijo y para arreglo PV con seguimiento en un eje horizontal

RGI cada 10 min. (2010 - 2011) en plano inclinado según latitud y en plano horizontal con seguimiento solar este-oeste

Factor de planta anual por tipo de arreglo resolución 1km x 1km

Restricciones territoriales Zonas potenciales con f.p. superior a mínimo

Ciclos diarios mensuales de v y Tº resolución 1km x 1km

Caracterización de proyectos de dominio público

Ajuste por densidad de potencia instalable

El análisis del potencial se realizó para las dos configuraciones de proyectos PV con mayor presencia dentro del conjunto de proyectos de dominio público. Esto es, proyectos con paneles PV fijos, típicamente orientados hacia el norte con un ángulo respecto de la horizontal similar a la latitud de su localización; y proyectos con paneles PV en un plano horizontal con capacidad de seguimiento solar durante el día, es decir, este-oeste. La información básica para estimar la producción de ambas configuraciones de proyectos corresponde a la estimación de la radiación global solar incidente (RGI) sobre el plano de los paneles PV. Ésta es deducida de información de satélites que cubren regularmente el país en combinación con la modelación de los procesos en los que la radiación solar es modificada en su paso por la atmósfera. El dominio de estudio del potencial PV abarca desde la frontera norte del país hasta la Isla

Energías Renovables en Chile

Potencial disponible PV por tipo de arreglo

57

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

Grande de Chiloé, incluida. Para todo ese dominio, se utilizaron series de RGI cada 10 minutos para los años 2010 y 2011, con resolución espacial de 1 km por 1 km. Además, se generó información de radiación global para el periodo 2004 – 2012 en puntos específicos dentro del dominio, con la cual se realizó el análisis del comportamiento temporal del recurso solar (ciclos anual y diario, y variabilidad interanual). A partir de las series de RGI sobre un plano inclinado hacia el norte en un ángulo similar a la latitud y sobre un plano horizontal con seguimiento solar este-oeste, se calculó la producción, expresada como factor de planta, de ambas configuraciones de proyectos mediante una metodología que considera la eficiencia de un módulo PV típico y las pérdidas de producción que normalmente ocurren en este tipo de proyectos. Dentro de las últimas están las relacionadas con la variación de la eficiencia de conversión de energía en función de la temperatura ambiental y de la velocidad del viento, las cuales se estimaron utilizando información de esos parámetros modelada para el año 2010 por medio de WRF. Con las series de producción así simuladas se obtuvo el promedio del periodo analizado para cada celda del dominio de análisis (1 km por 1 km), sobre el cual se estableció la condición de superar un umbral de factor de planta específico a cada una de las dos tipologías de proyectos evaluadas, así como también restricciones territoriales, algunas de las cuales fueron definidas teniendo en consideración los antecedentes de los proyectos sometidos a tramitación ambiental hasta fines de 2012. A las zonas geográficas que cumplen las condiciones impuestas se les aplicó una densidad de potencia de 5 hectáreas por cada MW PV instalado, definiendo con ello un potencial solar disponible para cada configuración de proyecto.

4.2 Validación de simulación de radiación global incidente La validación del desempeño de la modelación de radiación global solar, se realizó mediante la comparación de sus resultados con registros de estaciones meteorológicas de las siguientes fuentes de información:

Energías Renovables en Chile

• Estaciones de MINENERGIA/GIZ, que registran radiación global horizontal (GHI) y radiación

58

global con seguimiento este-oeste en un eje cuasi horizontal cada 10 minutos, además de otros parámetros (www.minenergia.cl). • Centro Mundial de Datos de Irradiación (WRDC), el cual compila, para el caso de Chile, registros de GHI de promedios diarios provistos principalmente por la Dirección Meteorológica de Chile (wrdc.mgo.rssi.ru/). • Sistema de Información Nacional de Calidad de Aire (SINCA), con información horaria de estaciones orientadas a la vigilancia de calidad de aire, y en algunas pocas estaciones registros de GHI (http://sinca.mma.gob.cl/). • Centro de Estudios Avanzados en Zonas Áridas (CEAZA), que mantiene una red meteorológica de apoyo a la toma de decisiones en el ámbito agrícola y acuícola, con registros promedios de una hora (www.ceaza.cl). • Centro Nacional del Medio Ambiente (CENMA), que mantiene estaciones principalmente orientadas a la vigilancia de calidad de aire, adicionales a las incluidas en SINCA, con registros cada 15 minutos (http://aire.cenma.cl/).

Los periodos con información difieren entre las distintas fuentes y estaciones, siendo los más antiguos los de WRDC cuya información cubre hasta el año 2007 en el mejor de los casos. Además, el grado de completitud y la calidad de la información son disímiles y sólo se tuvo acceso a antecedentes sobre prácticas de mantención para las estaciones de MINENERGIA/ GIZ. Dado ello, se procedió a revisar las series de datos recopiladas y a seleccionar aquellas estaciones y periodos que aparentaban tener información de mejor calidad, para los cuales, además, se descartaron registros evidentemente anómalos.

Evaluación del Potencial Solar - PV

Adicionalmente, a los promedios anuales de GHI se les aplicó una corrección de manera de incorporar el impacto de acumulación de suciedad en los instrumentos de monitoreo. A partir de una revisión de las series de datos del año 2011 de las estaciones de MINENERGIA/ GIZ, se estimó, a groso modo, un 3% de variación en los registros de GHI luego de las mantenciones mensuales, con excepción de Salar donde fue aproximadamente 6%. Dado ello, se asumió que en promedio las estaciones deberían estar subestimando los registros de GHI en la mitad de esos porcentajes. Ante la ausencia de información sobre frecuencia de mantenciones, para las demás fuentes se asumió que la subestimación por acumulación de suciedad era equivalente al máximo de las estaciones de MINENERGIA/GIZ (Salar), a menos que la revisión de las series de datos evidenciara un valor superior. La siguiente tabla contiene los resultados de GHI promedio anual modelados con los observados corregidos por efecto de acumulación de suciedad en las estaciones seleccionadas.

Estación

Latitud (°S)

Longitud (°O)

Periodo

Error

Pampa Camarones

18,858

70,217

2011

Pozo Almonte

20,257

69,775

2011

Crucero

22,276

69,566

Salar

22,341

Calama (Aeropuerto)

GHI (kWh/m2 día) Simulado

Medido

Simulado /Medido

Fuente

1,5%

6,44

6,8

94,7%

GIZ

1,5%

6,75

7,0

96,3%

GIZ

2011

1,5%

6,87

7,2

94,7%

GIZ

68,876

2011

3,0%

7,06

7,4

95,9%

GIZ

22,495

68,908

2005

3,0%

6,94

7,1

97,1%

WRDC

San Pedro

22,977

68,160

2011

1,5%

6,92

7,1

97,3%

GIZ

Puerto Angamos

23,074

70,385

2011

1,5%

5,92

6,3

94,5%

GIZ

Antofagasta (Aeropuerto)

23,450

70,440

2005

3,0%

5,88

6,5

90,4%

WRDC

Cerro Armazones

24,635

70,243

2011

1,5%

7,25

7,6

95,3%

GIZ

Salvador

26,313

69,750

2011

1,5%

6,89

7,1

96,7%

GIZ

Inca de Oro

26,753

69,906

2011

1,5%

6,87

7,1

97,0%

GIZ

Copiapó (Aeropuerto)

27,263

70,775

2007

3,0%

5,21

5,4

97,3%

WRDC

La Serena

29,750

71,250

2005

6,0%

4,90

5,0

98,0%

CEAZA

Vicuña

30,038

70,697

2005

3,0%

5,87

6,0

98,6%

CEAZA

Illapel

31,648

71,169

2011

5,0%

5,73

5,7

100,4%

CEAZA

Concón

32,925

71,515

2011

3,0%

4,67

5,2

90,0%

SINCA

Pudahuel (Aeropuerto)

33,395

70,794

2005

3,0%

5,02

5,1

98,8%

WRDC

Quinta Normal

33,445

70,682

2007

3,0%

5,39

4,9

109,7%

WRDC

Lo Prado

33,459

70,949

2011

3,0%

5,61

5,7

97,5%

CENMA

La Platina

33,570

70,628

2010

3,0%

5,60

5,2

107,5%

CENMA

Rancagua

34,162

70,714

2007

4,0%

5,19

5,4

96,0%

SINCA

Rengo

34,395

70,853

2008

5,0%

5,13

5,0

103,1%

SINCA

San Fernando

34,580

70,990

2008

3,0%

5,11

4,9

104,8%

SINCA

San Pedro de la Paz

36,867

73,141

2008

5,0%

4,55

4,5

101,7%

SINCA

Coronel

36,984

73,160

Jul11 - Jun12

3,0%

4,56

4,7

96,8%

SINCA

Lota rural

37,100

73,152

Jul11 - Jun12

4,0%

4,38

4,5

97,6%

SINCA

Los Ángeles

37,470

72,360

2010

3,0%

4,60

4,8

94,8%

SINCA

Temuco

38,749

72,621

2008

3,0%

4,15

4,4

94,0%

SINCA

Puerto Montt

41,433

73,098

2005

3,0%

3,12

3,2

96,3%

WRDC

Energías Renovables en Chile

Tabla 13: GHI promedio anual simulado y medido corregido por acumulación de suciedad. Periodo corresponde al año o periodo usado en la comparación.

59

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

Como es posible apreciar en la siguiente figura, la modelación realizada muestra una tendencia a la subestimación del promedio anual de GHI, aunque en la mayoría de los casos no supera el 5%, salvo en Antofagasta y Concón donde llega a 10%. Ambas estaciones se encuentran próximas a la costa, lo que podría reflejar una menor capacidad del modelo para capturar el efecto de la nubosidad costera en la atenuación de GHI.

GHI Simulado (kWh/m2 día)

Temuco

Los Angeles

Puerto Montt

Coronel

Lota rural

Curicó (DMC)

San Pedro de la Paz

Rengo

Rancagua

San Fernando

Lo Prado

La Platina

Quinta Normal

Pudahuel (Aeropuerto)

Illapel

Vicuña

Concón

La Serena

Inca de Oro

Copiapó (Aeropuerto)

Llano del Indio

Diego de Almagro

Cerro Armazones

San Pedro

Puerto Angamos

Antofagasta (Aeropuerto)

Salar

Crucero

Calama (Aeropuerto)

Sur Viejo

110% 108% 106% 104% 102% 100% 98% 96% 94% 92% 90% Pozo Almonte

Simulado / Medido

Figura 39: Promedio anual de GHI simulado versus medido. 8,0 7,5 7,0 6,5 6,0 5,5 5,0 4,5 4,0 3,5 3,0 2.5 2,0 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 4,5 5,0 5,5 6,0 6,5 7,0 7,5 8,0 GHI Medido (kWh/m2 día)

Las dos estaciones donde la simulación de GHI presenta mayor sobrestimación están localizadas dentro de la ciudad de Santiago (Quinta Normal y La Pintana), lo que contrasta con estaciones rurales cercanas, una próxima al límite de la ciudad (Pudahuel Aeropuerto) y otra en la cordillera de la costa (Lo Prado a 1.055 msnm); donde el modelo tendría un muy buen desempeño. Es probable que esta diferencia de comportamiento se deba al efecto de la distribución diurna de aerosoles vinculados a la contaminación atmosférica que afecta a la ciudad de Santiago. Sólo para las estaciones de MINENERGIA/GIZ se contó con información de registros de radiación global solar sobre un plano horizontal con seguimiento solar este-oeste (RGS). Los resultados modelados sobre todo el dominio de análisis de este parámetro corresponden a la radiación global incidente con la que se estima la producción de proyectos con seguimiento en un eje horizontal. Estas estaciones se ubican todas en el Norte Grande, por lo que no es posible contrastar los resultados simulados con observaciones en zonas distintas al Desierto de Atacama. Como se deduce de la siguiente figura, donde se comparan los datos observados en las estaciones de MINENERGIA/GIZ con los modelados para el periodo 2010 - 2011, la simulación de RGS presenta un desempeño similar a la modelación de GHI, con una leve tendencia a la subestimación.

60

• RGS Simulada • (kWh/m día)

Estación

RGS Medida (kWh/m2 día)

Pampa Camarones

9,0

8,6

95,7%

Pozo Almonte

9,8

8,6

96,1%

10,3

9,7

94,4%

8,0

7,8

97,5%

Salar

10,2

10,1

99,7%

San Pedro

10,2

10,1

98,2%

Cerro Armazones

11,7

10,8

92,2%

Salvador

10,8

10,2

94,6%

9,9

9,6

97,5%

Crucero Puerto Angamos

Inca de Oro

2

Simulada/ Medida

RGS Simulada (kWh/m2 día)

Energías Renovables en Chile

Figura 40: Radiación global sobre un plano horizontal con seguimiento solar este-oeste simulado y medido: promedio 2010 - 2011 (tabla) y promedios mensuales (figura). 14 13 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 2

3

4

5

6

7

8

9

10 11 12 13 14

RGS Medida (kWh/m2 día)

Evaluación del Potencial Solar - PV

En consecuencia, se ha considerado que los resultados de las modelaciones de radiación solar global son lo suficientemente precisos como para ser usados en la estimación del potencial de proyectos PV, en particular en el Norte Grande donde el recurso de energía solar es mejor.

4.3 Metodología de cálculo de producción 4.3.1 Descripción de la metodología y ajustes a la producción simulada

La producción de un proyecto fotovoltaico depende de múltiples variables adicionales a la radiación solar: meteorológicas, principalmente temperatura y magnitud del viento; condiciones topográficas y ambientales del emplazamiento, como presencia de polvo en suspensión y de sombras; y características técnicas del proyecto, esto es, tipo de arreglo (nivel de inclinación y tipo de seguimiento) y eficiencia de los distintos componentes (paneles, inversores, transformadores, etc.). Un análisis detallado de la producción fotovoltaica que tome en consideración todas o la mayoría de las variables señaladas es complejo de hacer sobre un dominio territorial amplio, y probablemente no tenga sentido en un análisis global del potencial solar nacional. Por tal razón, en la estimación del potencial fotovoltaico se utilizó una metodología simplificada correspondiente a una adaptación de la utilizada por el software System Advisor Model (SAM)17 en su aplicación PV Simple Efficiency Module Model. La producción fotovoltaica es calculada a partir de la radiación global incidente sobre el plano del panel fotovoltaico, ajustada por una eficiencia de conversión de energía y por factores de pérdida normales en proyectos PV. Para cada hora la energía generada por un sistema PV es definida por la siguiente expresión: Eh (kWh) = RGIh (W/m2) * A * Ƞh * FTh * FPh * 1 (h) / 1.000 Donde RGIh es la radiación global incidente sobre el plano de los paneles fotovoltaicos en la hora h, A el área del conjunto de paneles PV que constituyen el sistema PV, Ƞh la eficiencia del tipo de módulo considerado en el sistema PV a la hora h sin considerar el efecto de la temperatura, FTh el factor de variación de eficiencia del módulo PV por efecto de la temperatura del módulo a la hora evaluada y FPh un factor que considera otras pérdidas que normalmente ocurren en este tipo de sistemas.

Ƞh = Ƞref * FNh, donde FNh es una función sólo de RGIh. Por lo tanto la energía anual generada por el sistema PV será: Eanual (kWh) = A* FP * Ƞref * Σ

8760 h =1

(RGIh * NFh )/ 1.000

17 SAM es un modelo desarrollado por National Renewable Energy Laboratory (NREL) del U.S. Department of Energy, Sandia National Laboratories, the University of Wisconsin, y otras organizaciones. Permite simular la producción y el desempeño económico de proyectos de energías renovables. (https://sam.nrel.gov/).

Energías Renovables en Chile

Ƞh, FTh, y FPh dependen de las condiciones ambientales y operacionales presentes en la hora evaluada y de las características del sistema PV. Sin embargo, una simplificación aceptable es considerar un promedio anual para las pérdidas, esto es, FPh igual a un valor constante (FP). Además, si se considera el efecto de la temperatura por separado, Ƞh dependerá de la RGIh y se podría expresar como el producto entre un factor de corrección horario (FNh) y una eficiencia de referencia de los módulos Ƞref, correspondiente a su eficiencia medida en condiciones normalizadas. Con ello:

61

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

Por su parte, la potencia peak de los módulos PV normalmente se relaciona con la eficiencia medida a 1.000 W/m2 y 25 °C de temperatura de celda. El producto entre dicha eficiencia y el área del módulo define su potencia peak, o la potencia de un sistema PV si consideramos el área total de los módulos que lo componen (A). Si Ƞref es la eficiencia que define la potencia peak, el factor de planta por unidad de área de un sistema dado queda expresado por: f.p. = Eanual / [8.760 (h)* Ƞref * A (m2)*1 (kW/m2)], esto es, f.p. = FP* Σ

8760 h =1

(RGIh*FNh*FTh) / (1000 *8.760), con RGI en W/m2.

La expresión anterior se aplica a cualquier tipo de proyecto PV. Las diferencias entre los tipos de arreglo, en nuestro caso fijo inclinado y con seguimiento en un eje horizontal, radican en la estimación de la radiación global incidente horaria sobre el plano de los paneles fotovoltaicos. Cada factor de la expresión anterior se trató de acuerdo a lo siguiente: Factor de ajuste de la eficiencia (FNh) La eficiencia de los módulos PV en función de RGIh utilizada en los cálculos de producción PV se muestra en la siguiente tabla y figura, y se derivó de una revisión no exhaustiva de la eficiencia declarada por los fabricantes para modelos de paneles PV operando a 25°C de temperatura de celda. Tabla 14: Eficiencia del módulo fotovoltaico en función de RGI utilizada en los cálculos. RGI (W/m2)

FNh

1.000

1,000

800

0,990

600

0,975

400

0,950

200

0,900

Energías Renovables en Chile

Factor de pérdidas del sistema (FP)

62

Entre las pérdidas eléctricas de sistemas PV se encuentran las producidas en inversores, transformadores, cableado, diodos y conexiones, por diferencia de potencia entre módulos, por suciedad y por disponibilidad del sistema. Como es de suponer, este conjunto de pérdidas puede variar significativamente entre proyectos dependiendo de su configuración y mantención. Para la configuración de un proyecto con seguimiento en un eje horizontal, se utilizó un valor 0,85 para dar cuenta de las pérdidas anuales de los proyectos, algo superior al promedio reportado por NREL18 para proyectos fotovoltaicos (0,8), de modo de corregir por este medio la aparente tendencia a la subestimación que estaría presentando la modelación de radiación global utilizada en los cálculos del potencial solar. 18 “Performance Parameters for Grid-Connected PV Systems”, NREL, 2005.

Evaluación del Potencial Solar - PV

Factor de corrección por efecto de la temperatura ambiental (FTh) La eficiencia de los módulos PV es afectada por las condiciones ambientales, en especial por la temperatura, la magnitud del viento y su dirección. Existen fórmulas empíricas para estimar dicha dependencia. Salvo para proyectos PV con particulares condiciones de instalación, la dirección del viento se suele omitir, más aún si se trata de proyectos montados directamente sobre el suelo y adecuadamente ventilados. El algoritmo utilizado para calcular el factor de corrección por temperatura para cada hora es el desarrollado por Sandia National Laboratories19: FTh = 1 + ƴ * (Tcelh – Tref) Donde Tref es la temperatura de referencia bajo la cual se estimó la eficiencia peak del módulo (25°C), ƴ es el coeficiente de variación de la temperatura a potencia peak que es un valor característico de cada módulo PV (constante) y Tcelh es la temperatura al interior de la celda PV a la hora h. Esta última se obtiene de la expresión: Tcelh = RGIh * е(α + b * ѵ)+ Tamb + RGIh / RGIref * dT Donde RGIh es la radiación global incidente a la hora h sobre la superficie del módulo en W/m2, RGIref es la radiación de referencia para la potencia peak, es decir, 1.000 W/m2; Tamb es la temperatura ambiental en °C, v es la velocidad del viento a 10 m sobre el nivel del suelo en m/s, y a, b y dT son factores empíricos que dependen del módulo PV. La temperatura ambiental y la magnitud de viento se obtuvieron de los ciclos diarios de cada mes de 2010 resultantes de las modelaciones con WRF realizadas para el cálculo del potencial eólico. Dichos ciclos diarios se aplicaron de manera homogénea a todo el periodo de evaluación del potencial PV. Sin bien ello corresponde a una simplificación importante, de acuerdo a la evaluación de algunos casos seleccionados, es bajo el nivel de incertidumbre adicional que genera a los resultados de producción PV. Finalmente, se asumieron los siguientes valores para las constantes de las ecuaciones anteriores, característicos de módulos de silicio policristalinos, con cubierta de vidrio y base de polímeros, y montados en racks que permiten una adecuada ventilación20:

• ƴ = − 0,0049 (1/°C) • a = − 3,56 • b = − 0,075 • dT = + 3 (°C) La evaluación del desempeño de la metodología en la estimación de la producción se realizó contrastando sus resultados con los deducidos de los registros meteorológicos de las estaciones Crucero y Salvador, distantes una de otra a 450 km, y ubicadas en zonas que concentran proyectos PV en evaluación en el SING y SIC, respectivamente. La producción simulada se obtuvo con los valores modelados de radiación solar, temperatura y velocidad de viento y con la metodología descrita en el subcapítulo anterior. En cambio, 19 “Sandia Report-Photovoltaic Array Performance Model”, Sandia National Laboratories, 2004. 20 Valores extraídos del reporte de Sandia National Laboratories antes citado.

Energías Renovables en Chile

4.3.2 Comparación de producción simulada y derivada de registros

63

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

para estimar la producción deducida de los registros meteorológicos se utilizó un software comercial especializado en la evaluación de proyectos PV. Con este último, para cada localización, se evaluó un proyecto PV fijo inclinado en el mismo ángulo de la latitud de la localización y uno con seguimiento solar (en el rango +/- 60°) en un eje horizontal norte-sur, en ambos casos con módulos fotovoltaicos de curva de eficiencia similar a la incorporada a la metodología usada para los resultados modelados. Los resultados obtenidos en ambas localizaciones, y para las dos configuraciones de proyectos muestran buena correspondencia, aun cuando existiría una leve sobrestimación de la producción modelada para la configuración con seguimiento, posiblemente causada porque el seguimiento solar que realiza la modelación no está limitado a +/- 60° como sí lo está el calculado a partir de los registros. Tabla 15: Factor de planta simulado con la metodología de estimación de potencial PV y calculado con software especializado a partir de registros meteorológicos. Estación Crucero Salvador

Fijo inclinado en latitud f.p. registros f.p. simulado 0,230 0,232 0,244 0,246

Seguimiento en 1 eje horizontal f.p. registros f.p. simulado 0,301 0,307 0,311 0,323

4.4 Parámetros utilizados en la evaluación 4.4.1 Configuraciones de proyectos evaluadas

Los proyectos PV pueden tener varias configuraciones las que influencian sus niveles de producción y sus costos de inversión y operación. Las variantes principales se relacionan con el tipo de seguimiento solar de las estructuras soportantes de los paneles PV. La producción de energía se maximiza en tanto la superficie de los paneles fotovoltaicos se encuentre perpendicular a la radiación solar, es decir en aquellas configuraciones que tengan la capacidad de seguir las variaciones a lo largo del día y estacionales de la orientación del sol.

Energías Renovables en Chile

Los proyectos más simples y de menores costos corresponden a aquellos sin capacidad de seguimiento, es decir montados sobre estructuras fijas, que suelen instalarse con un ángulo de inclinación respecto de la horizontal igual a la latitud del lugar, lo que en principio permite optimizar la producción anual; aunque ello dependerá en cada localización, entre otras cosas, de la diferencia estacional entre la radiación solar observada y la teórica con cielo despejado. Sin embargo, este tipo de proyecto tienen los menores rendimientos en generación eléctrica por potencia instalada.

64

Paneles montados sobre estructuras con capacidad de seguimiento solar en un eje esteoeste pueden hacer seguimiento de las variaciones diarias de la localización del sol, la más relevante para la producción PV. En cambio aquellos con seguimiento en dos ejes también pueden hacer el seguimiento estacional, siendo los que permiten maximizar la generación de electricidad, aunque también son los que, en general, demandan mayor superficie, inversión y costos operacionales por capacidad instalada. Como se aprecia en la siguiente tabla, no existe uniformidad en el tipo de configuración dentro de la cartera de proyectos en evaluación en Chile. Dada la dificultad de analizar todas las alternativas de configuraciones, la evaluación del potencial PV se realizó para las dos de mayor presencia entre los proyectos ingresados a tramitación ambiental hasta fines del año

Evaluación del Potencial Solar - PV

2012, esto es: con arreglos de paneles fijos, para los que se asumió una inclinación hacia el norte en un ángulo respecto de la horizontal igual a su latitud; y con arreglos de paneles con seguimiento solar en un eje horizontal orientado norte-sur. Tabla 16: Tipos de configuración de los arreglos de paneles PV considerados en los proyectos ingresados al SEIA hasta fines del año 2012. Configuración Fijo 1 eje horizontal 1 eje inclinado 2 ejes Fijo y 2 ejes Total

Proyectos

Potencia (MW)

21 16 11 7 1 56

2.168 778 759 376 193 4.273

4.4.2 Condiciones territoriales seleccionadas para la evaluación

Los aspectos de los 56 proyectos ingresados al SEIA a diciembre de 2012 que se consideraron en la definición de criterios o restricciones territoriales para la identificación de zonas con potencial disponible son: pendiente del terreno para el emplazamiento de los proyectos y densidad de potencia instalable. Con ese objetivo, se procedió a georeferenciar la superficie cubierta por cada proyecto y a analizar sus características mediante un sistema de información geográfico. La siguiente figura resume la pendiente máxima en los emplazamientos de 51 proyectos. La información de los cinco restantes se descartó por considerar anómalos los resultados entregados por el sistema de información geográfico. Además, la figura relaciona dicha pendiente con su orientación y el tipo de configuración de los proyectos. La orientación norte corresponde al rango -22,5° a 22,5°, la noreste al rango 22,5° a 67,5° y así sucesivamente.

Nota: Barras verdes son proyectos fijos, naranjas con seguimiento en un eje horizontal, azules con seguimiento en un eje inclinado y negras con seguimiento en dos ejes.

La mayoría de las pendientes máximas en los sitios proyectados son bajas, en especial para aquellas cuya orientación no es noroeste, norte o noreste. En consideración a los resultados anteriores y asumiendo un criterio conservador, para el análisis del potencial PV se fijó como restricción que el terreno no puede superar una pendiente de 10° cuando ella tenga una orientación hacia el norte, y de 4° para las restantes orientaciones.

Energías Renovables en Chile

Noroeste e Noroeste e

Oeste Norte Oeste Este Suroeste Noroeste e Noreste

Noroeste e Noreste

Norte Noroeste e Noroeste e Norte

Noroeste e Noreste e Noroeste e Noroeste e Oeste

Suroeste Este Suroeste Noroeste e Oeste

Noroeste eOeste

Noreste Oeste Este Norte Sureste Noroeste eOeste

Noreste Norte Noreste Este Norte Noreste Norte Sureste Oeste Este Norte Sur

15 14 13 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1

Norte Noreste Este Sureste Oeste Noroeste e Noreste

Pendiente (grados)

Figura 41: Pendiente máxima y su orientación en el emplazamiento de proyectos PV en SEIA.

65

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

Por su parte, en el cálculo del potencial PV se asumió una densidad de potencia por superficie de 5 ha/MW de potencia peak instalada (equivalente a 20 MW/km2). De acuerdo al análisis de los proyectos sometidos al SEIA, resumido en la figura de abajo, claramente dicho valor se encuentra sobredimensionado para configuraciones de proyectos sin seguimiento solar, la mayoría de ellos con densidad de potencia inferior a 3,5 ha/MW, y es similar al máximo valor deducido para los proyectos con seguimiento en un eje horizontal, la otra categoría para la cual se evalúa el potencial PV. Por tal razón, esta condición también debería traducirse en una aproximación conservadora al potencial PV.

8 7 6 5 4 3 2 1 0 Fijo Fijo Fijo Fijo Fijo 2 ejes Fijo Fijo Fijo Fijo Fijo Fijo Fijo Fijo 1 eje horizontal 1 eje horizontal Fijo 1 eje horizontal 1 eje horizontal Fijo Fijo Fijo Fijo 1 eje horizontal Fijo 1 eje horizontal 1 eje horizontal 1 eje horizontal 1 eje horizontal 1 eje horizontal 1 eje horizontal Fijo 1 eje horizontal 1 eje inclinado 1 eje inclinado 1 eje horizontal 1 eje inclinado 1 eje horizontal Fijo 1 eje inclinado 1 eje horizontal 1 eje inclinado Fijo Fijo 2 ejes 2 ejes 2 ejes 2 ejes 1 eje horizontal 2 ejes 2 ejes 2 ejes 1 eje inclinado 1 eje inclinado 1 eje inclinado 1 eje inclinado

Densidad (ha/MW)

Figura 42: Densidad de potencia por unidad de superficie de proyectos PV ingresados al SEIA hasta fines de 2012, según tipo de configuración.

4.4.3 Factores de planta seleccionados

Para proyectos PV con arreglos fijos el potencial PV se ha estimado para las zonas del dominio de análisis que superan un factor de planta de 0,24, y para proyectos con capacidad de seguimiento solar, en las zonas con factor de planta superior a 0,3. Estos valores han sido definidos de modo que den cuenta de zonas de elevada radiación solar, y con un probable desempeño económico parecido al establecido para el caso eólico. De acuerdo a los antecedentes reportados al SEIA, los titulares de los proyectos PV con seguimiento solar en un eje horizontal estimaban niveles de inversión unitarios similares a los proyectos eólicos, razón por la cual en este análisis a ambas categorías de proyectos se les establece como condición el mismo umbral de factor de planta (0,3).

Energías Renovables en Chile

Por su parte, los proyectos PV con arreglos fijos tienen costos operacionales e inversiones unitarias inferiores a aquellos con capacidad de seguimiento. En promedio, los niveles de inversión considerados por los titulares de los proyectos son aproximadamente un 20% inferiores. Dado que, junto a los niveles de producción y el precio de venta de la energía, la principal variable que determina el desempeño económico de los proyectos PV es la inversión inicial, el umbral de factor de planta para proyectos PV fijos se definió como un 20% (0,24) inferior al establecido para aquellos con capacidad de seguimiento solar (0,3).

66

4.4.4 Resumen de restricciones territoriales

Si bien, en principio no existirían restricciones a priori para el emplazamiento de proyectos PV en zonas agrícolas, pudiendo incluso ser complementarios y beneficiosos para la actividad agrícola; se excluyeron del análisis aquellas ubicadas entre la región de Arica y Parinacota y la de Coquimbo, ambas incluidas, en atención al hecho que este análisis de potencial se orienta preferentemente a granjas PV de gran tamaño que no tiene sentido compitan por terrenos con aptitud agrícola en regiones donde son escasos. Un criterio similar se tuvo en consideración para excluir los centros urbanos y los centros poblados. Evidentemente, esta condición se traduce en una subestimación del potencial PV, al no considerar proyectos de menor envergadura factibles de instalar en zonas agrícolas o urbanas.

Evaluación del Potencial Solar - PV

La siguiente tabla resume las restricciones territoriales que se aplicaron sobre el dominio de análisis en la estimación del potencial solar asociado a proyectos fotovoltaicos. Finalmente, se aplica una restricción de continuidad de la superficie que cumple los criterios anteriores, de modo de seleccionar sólo aquellas áreas que permitan acoger un proyecto de a lo menos 3 MW de capacidad instalada, es decir, 15 hectáreas. Si bien, prácticamente no existe un límite inferior de tamaño para proyectos PV21, arbitrariamente se ha considerado ese valor para definir proyectos tipo granjas PV, el que coincide con el tamaño sobre el cual los proyectos de generación de energía deben someterse al SEIA. Tabla 17: Restricciones territoriales definidas para el análisis de zonas con potencial FV. Factores Factor de planta anual: seguimiento en un eje Factor de planta anual: arreglo fijo Pendiente

Restricción considerada

Comentario y/o fuente de información

< 0,3 < 0,24 > 10° para exposición norte y > 4° para el resto

Análisis de proyectos en SEIA al 31 de diciembre de 2012 (criterio conservador) Por incertidumbre en la extensión de los centros incorporada al sistema de información geográfica

Distancia a centros urbanos y a centros poblados

< 500 m

Distancia a ríos, esteros y cuerpos de agua

< 300 m

Criterio conservador

SNASPE, santuarios de la naturaleza y sitios bajo Convención de Ramsar

Criterio conservador

Zonas protegidas Línea de costa

< 100 m

Líneas férreas, red vial y sendero de Chile

< 60 m

Zonas agrícolas de las regiones XV a la IV

Existencia de zonas de esas características

Zonas reservadas para proyectos eólicos

Existencia de zona reservada

Área mínima continua que cumple los demás factores

15 ha

Algo superior a zona de protección costera de 80 m (DS 47 de 1992 del Ministerio de Vivienda y Urbanismo) Análisis de casos de caminos construidos más 35 metros de prohibición de construcción de edificaciones permanentes (Artículo 39, DFL N° 850 del 12/09/97) Información de CONAF complementada con análisis de imágenes satelitales Reservadas por MBN para licitaciones de concesiones de uso oneroso para el desarrollo de proyectos eólicos Extensión estimada para proyecto de mínimo 3 MW

El potencial solar - PV disponible aquí estimado da cuenta de aquellas zonas que, cumpliendo las restricciones territoriales impuestas, presentan un factor de planta modelado superior a 0,24 para la configuración de arreglos PV fijos inclinados hacia el norte en un ángulo similar a su latitud, o 0,3 para el caso de arreglos con seguimiento en un eje horizontal. Al respecto, los resultados que se presentan más adelante están condicionados tanto por las restricciones territoriales aplicadas, como por la metodología de cálculo de producción PV utilizada. En lo último tiene un rol preponderante la función de la eficiencia de los módulos PV con la radiación global incidente, por lo cual la producción estimada con otras funciones 21 De hecho las primeras granjas PV instaladas en Chile se encuentran en torno a 1 MW.

Energías Renovables en Chile

4.5 Potencial solar - PV disponible

67

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

de eficiencia de módulos variará respecto de la aquí simulada. Consecuentemente, las zonas con potencial disponible identificadas deben considerarse sólo referenciales, dado que la consideración de módulos PV de otras características podría adicionar otras zonas, en especial aquellas que en el análisis aquí hecho resultan con factores de planta cercanos a los límites asumidos como restricción del potencial disponible. Las siguientes tablas contienen el número de hectáreas por región según rango de factor de planta para ambos tipos de configuraciones PV. En las tablas se presentan los resultados antes y después de la aplicación de restricciones territoriales, las que corresponden a las descritas en el capítulo anterior, con las excepciones de la condición de superficie continua mínima de 15 hectáreas para las zonas seleccionadas y del factor de planta inferior a 0,24 o 0,3, según corresponda a proyectos sin o con seguimiento solar. Por su parte, las figuras que siguen a las tablas presentan la evolución del análisis realizado, esto es, desde la estimación de la producción, hasta la delimitación de aquellas zonas que cumplen todas las restricciones territoriales impuestas, incluidos los límites de factor de planta definidos y la condición de superficie continua mínima. Tabla 18: Superficie por rango de factor de planta anual: configuración PV fija sin restricciones territoriales (Sin RT) y luego de descontar dichas restricciones excepto el límite de factor de planta y la condición de superficie continua mínima (Con RT). f.p.

f.p.

Sin RT (ha)

Con RT (ha)

Región

f.p.

Sin RT (ha)

Con RT (ha)

5



5.162.579

2.425.856

f.p.

Sin RT (ha)

Con RT (ha)

f.p.

Sin RT (ha)

Con RT (ha)

Sin RT (ha)

Con RT (ha)

Región

Región



Valparaíso

Atacama

Energías Renovables en Chile

68

Región

0,16 - 0,17

0,26 -> Región

Con RT (ha)

Tarapacá

Arica y Parinacota





8.665.082

3.139.651

0,18 - 0,19 0,19 -0, 20 0,20 - 0,21 0,21 - 0,22 0,22 - 0,23 0,23 - 0,24 0,24 - 0,25

Todo el dominio analizado

0,17 - 0,18

433.060

121

0,22 - 0,23

0,24 - 0,25

Región

Con RT (ha)

0,21 - 0,22

0,24 - 0,25

Con RT (ha)

3.381

0,20 - 0,21

0,23 - 0,24

Sin RT (ha)

Con RT (ha)

0,19 -0, 20

0,23 - 0,24

f.p.

Sin RT (ha)

0,23 - 0,24



2.690.529

1.083.621

f.p.

Sin RT (ha)

Con RT (ha)

f.p.

Sin RT (ha)

Con RT (ha)

Sin RT (ha)

Con RT (ha)

Región

Región

1,8°

Frecuencia de magnitud de viento igual o mayor a 15 m/s

Área mínima continua que cumple los demás factores

Evaluación del Potencial Solar - CSP

5.5 Potencial solar - CSP disponible Las siguientes tabla y figura resumen los resultados del análisis por rango de factor de planta. En la tabla para cada región administrativa del país se presenta la superficie resultante antes y después de la aplicación de las restricciones territoriales descritas en el capítulo anterior, con la excepción de la condición de superficie continua mínima de 200 hectáreas para las zonas seleccionadas y el límite de factor de planta. La figura, por su parte, muestra la evolución de los resultados desde la estimación de la producción, hasta la delimitación de aquellas zonas que cumplen todas las restricciones territoriales impuestas, incluidos el límite de factor de planta (0,5) y la condición de superficie continua mínima, es decir el potencial solar - CSP disponible. Tabla 25: Superficie por rango de factor de planta anual para proyecto CSP tipo sin restricciones territoriales (Sin RT) y luego de descontar dichas restricciones excepto el límite de factor de planta y la condición de superficie continua mínima (Con RT). Sin RT (ha)

Con RT (ha)

Sin RT (ha)

Con RT (ha)

Región

f.p.

Sin RT (ha)

Con RT (ha)

25.690

Región

Región

0,49 - 0,50 0,50 - 0,51 0,51 - 0,52

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Energías Renovables en Chile

f.p.

Coquimbo

Arica y Parinacota

Región

91

Sin RT (ha)

Con RT (ha)



f.p.

Sin RT (ha)

Con RT (ha)



529.593

16.030

0,48 -0, 49 0,49 - 0,50 0,50 - 0,51 0,51 - 0,52 0,52 - 0,53 0,53 - 0,54

Todo el dominio analizado

0,47 - 0,48

Los Lagos

Sin RT (ha)

0,45 - 0,46

0,46 - 0,47

Energías Renovables en Chile

233.888

99

f.p.

0,45 - 0,46

0,45 - 0,46

92

Región

0,45 - 0,46

0,51 - 0,52

Región

Región

Araucanía

Biobío

Región

Con RT (ha)

Maule

f.p.

Los Ríos

Región

Del Libertador General Bernardo O´Higgins

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

Evaluación del Potencial Solar - CSP

Energías Renovables en Chile

Figura 55: Distribución del factor de planta anual para proyecto CSP tipo sin (izquierda) y con restricciones territoriales excepto el límite de factor de planta (0,5) y la condición de superficie continua mínima (centro), y considerando el conjunto de restricciones (derecha).

93

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

La siguiente tabla resume los resultados por región para las zonas que cumplen el conjunto de condiciones establecidas para el potencial solar - CSP, incluyendo un factor de planta mayor a 0,5 y en áreas con un mínimo de 200 hectáreas de extensión continua. El potencial disponible sería superior a 500.000 MW de capacidad instalable, concentrado en las regiones de Tarapacá y de Antofagasta. Tabla 26: Potencial solar - CSP disponible estimado (f.p. 0,5 y 200 ha continuas como mínimo). Región De Arica y Parinacota De Tarapacá De Antofagasta De Atacama De Coquimbo De Valparaíso Metropolitana de Santiago Del L. G. Bernardo O´Higgins Del Maule Del Biobío De la Araucanía De Los Ríos De Los Lagos Total

Superficie (ha) 25.242 544.339 1.579.472 62.427

Capacidad (MW) 6.311 136.085 394.868 15.607

2.211.480

552.871

El análisis realizado no contempla la posible competencia por el uso del territorio con otras actividades económicas, siendo en el norte del país la minería la de mayor relevancia. Además, los resultados anteriores sólo serían representativos del tipo de proyecto seleccionado para el análisis, esto es, una planta con colectores solares del tipo cilíndricos parabólicos, con 7,5 horas de acumulación de energía y un factor 2 de campo solar; así como de las restricciones territoriales impuestas. De ellas las de mayor impacto han sido la pendiente exigida al terreno, la frecuencia de velocidades iguales o superiores a 15 m/s y el factor de planta mínimo establecido (0,5). Como se deduce de la figura anterior, un factor de planta menos restrictivo se traduciría en un incremento considerable del potencial, en particular en las regiones de Arica y Parinacota, Tarapacá y Atacama.

Energías Renovables en Chile

5.6 Comportamiento temporal del potencial solar - CSP

94

Al igual que para el caso del potencial solar - PV, el comportamiento temporal de la producción CSP debería ser bastante homogéneo en las zonas comprendidas dentro del potencial disponible, por lo cual su evaluación se restringe a las localizaciones coincidentes con las estaciones Pozo Almonte, Crucero y Salvador de MINENERGIA/GIZ. El análisis comprende la variabilidad interanual y el ciclo anual del factor de planta deducidos de los resultados de DNI*Cos(θ) simulados para el periodo 2004 a 2012. Dado que la metodología de estimación de producción se basa en promedios mensuales de DNI*Cos(θ), a partir de ella no es posible realizar un análisis del ciclo diario de producción. En todo caso, la determinación de ciclos diarios puede carecer de sentido, pues el proyecto tipo evaluado considera la opción de almacenamiento de energía, con lo cual su producción a través del día estará determinada por los esquemas de despacho de la energía almacenada que rijan el proyecto.

Evaluación del Potencial Solar - CSP

5.6.1 Ciclo anual de la producción CSP

De manera similar al caso PV, se contrastó el ciclo anual de la producción CSP estimado de las simulaciones DNI*Cos(θ), con el calculado a partir de las mediciones de las estaciones, utilizando en ambos casos la misma metodología de estimación de producción. Se consideró que la diferencia entre RGS y la radiación difusa con seguimiento en un eje (amplificada por un factor 1,27) medidas en las estaciones corresponden a las mediciones de DNI*Cos(θ). La siguiente figura muestra los resultados para el periodo con mediciones en cada estación, donde es evidente la buena correspondencia entre la producción estimada por las simulaciones y la deducida de las mediciones. Figura 56: Ciclo anual del factor de planta de proyecto CSP tipo modelado y calculado de las mediciones en las estaciones Pozo Almonte, Crucero y Salvador. Salvador

Crucero

Pozo Almonte

Dado lo anterior, se ha considerado que la representación del ciclo anual como el promedio de todo el periodo con simulaciones (2004 a 2012) puede corresponder a una aproximación razonable del comportamiento climatológico de la producción del proyecto CSP asumido para el presente análisis. El ciclo anual del factor de planta CSP simulado (siguiente figura) presenta un comportamiento parecido al de la configuración PV con seguimiento en un eje horizontal, lo cual era previsible dada la relación existente entre RGS y DNI*Cos(θ). Sin embargo, para el caso del proyecto CSP analizado las diferencias entre localizaciones son menos marcadas, siendo prácticamente similar durante gran parte del año, con la excepción del periodo invernal, donde la mayor latitud de Salvador se refleja en una menor producción; y de los meses de mayor influencia del “invierno altiplánico”, que afectaría la producción en las localidades ubicadas más al norte. Figura 57: Ciclo anual promedio 2004 a 2012 del factor de planta modelado para proyecto CSP tipo en Pozo Almonte, Crucero y Salvador.

0,55 0,45 0,35 0,25

Pozo Almonte

Crucero

Salvador

Dic

Nov

Oct

Sep

Ago

Jul

Jun

May

Abr

Mar

Feb

Ene

0,15

Energías Renovables en Chile

0,65

95

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

Evidentemente, el comportamiento antes descrito es representativo del proyecto tipo analizado, esto es, con colectores solares cilíndrico parabólicos, sin utilización de combustibles auxiliares para generación de energía, con un campo de colectores con múltiplo solar de 2 y con 7,5 horas de acumulación. Con otras configuraciones variarán tanto los valores mensuales del factor de planta como la amplitud de su ciclo anual. 5.6.2 Variabilidad 2004 - 2012 de la producción CSP

La siguiente figura resume la variabilidad anual de la producción del proyecto CSP tipo, expresada como porcentaje respecto del promedio (100%) del periodo analizado (2004 a 2012), en las tres localizaciones analizadas y para el promedio de dichas localizaciones. La variabilidad interanual de la producción CSP es incluso algo inferior a la observada para el caso PV, siendo la localización de Salvador la que presenta el mayor rango (+/- 2%). Por su parte, Crucero destaca por la estabilidad de la producción simulada, con una variabilidad de tan sólo 1%. Figura 58: Variación de la producción anual CSP respecto del promedio (2004 a 2012, 100%) para las localidades analizadas y para el promedio de ellas. 104% 103% 102% 101% 100% 99% 98% 97% 96%

104% 103% 101% 100% 99%

Energías Renovables en Chile

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

96% 2005

2012

2011

2010 Salvador

97% 2004

Crucero

2009

2008

2007

2006

2005

2004

98%

Pozo Almonte

96

Promedio

102%

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

6 Energías Renovables en Chile

Evaluación del Potencial Hidroeléctrico

97

Energías Renovables en Chile

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

98

Evaluación del Potencial Hidroeléctrico

6 Evaluación del Potencial Hidroeléctrico 6.1 Síntesis metodológica La metodología empleada en la estimación del potencial hidroeléctrico utiliza derechos de aprovechamiento de agua no consuntivos (DAANC) vigentes en Chile y resultados de una simulación numérica de caudales en los cauces naturales existentes entre las cuencas de los ríos Aconcagua y Puelo (extremo sur del SIC). No se evaluó la zona norte del país por no contarse con simulaciones para ella. La metodología no incorpora el efecto de la regulación operacional de embalses asociados a centrales hidroeléctricas (existentes o potenciales), ni la posibilidad de aprovechar derechos de aprovechamiento aguas consuntivos para generación eléctrica, como los utilizados en centrales asociadas a obras de riego (canales y embalses), dado lo cual se puede considerar representativa sólo de centrales de pasada en cauces naturales. La siguiente figura resume la metodología desarrollada para estimar el potencial hidroeléctrico. Figura 59: Diagrama de flujo de metodología de estimación del potencial hidroeléctrico.

Caudales diarios en red hidrográfica

Cartera de centrales identificadas

Cálculo de producción de centrales

Descuento centrales operativas y análisis de consistencia

Potencial identificado sin corregir

Cartera de proyectos y potencial ajustado Restricciones territoriales Cartera de proyectos y potencial disponible

Revisión y complementación de información de DAANC

Metodología de asignación de DAANC a potenciales centrales

Sistematización y caracterización de proyectos de dominio público

Capacidad instalada en operación

Los caudales han sido simulados con el modelo hidrológico VIC que es alimentado con series horarias de precipitaciones, temperatura, humedad y radiación solar estimadas con el modelo de pronóstico meteorológico WRF para una resolución espacial de 5 x 5 km. Con esa información, VIC simula la escorrentía en intervalos horarios mediante la cual se calculan series diarias de caudales en una red hidrográfica sintética definida para el dominio de análisis. El periodo modelado comprende los años 1990 a 2009, lo que permite generar series para 19 años hidrológicos (abril de 1990 a marzo de 2009). Por su parte, la información de DAANC, actualizada al 31 de diciembre de 2012, se obtuvo de las bases de datos publicadas por la Dirección General de Aguas (DGA) en su sitio web; complementando, cuando ello fue posible, vacíos de información que reducían la cantidad

Energías Renovables en Chile

Modelo hidro-meteorológico (1990 - 2009)

99

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

de DAANC con antecedentes suficientes para la aplicación de la metodología de estimación de potenciales. Los DAANC fueron agrupados en función de puntos de restitución similares. Mediante una metodología desarrollada para tales efectos que se basó en un análisis de proyectos sometidos a tramitación ambiental, se asocian a cada grupo de DAANC una o más centrales hidroeléctricas teóricas, las cuales son parametrizadas respecto del caudal mensual en los puntos de captación, de su caudal máximo, de su caída, y de su potencia teórica. De esta manera se constituye una cartera preliminar total de centrales a las que se estima su producción usando los caudales modelados en la red hidrográfica sobre todo el periodo simulado. Tanto por dificultades en la asignación de DAANC a las centrales en operación de mayor antigüedad, como al hecho que el objetivo del análisis es la identificación del potencial hidroeléctrico aún sin construir, de los resultados anteriores se eliminan los DAANC vinculados a centrales operativas a fines de 2012. También se descartan aquellas centrales teóricas de tamaño menor a 0,1 MW y aquellas cuyo factor de planta sea inferior a 0,5, no sin antes haber reducido el caudal máximo que se les había asignado (y su potencia teórica) hasta un límite del 50% del original con la intención de lograr el factor de planta señalado. Los resultados así obtenidos dan cuenta de un potencial ajustado, que, luego de la aplicación de restricciones territoriales a la localización de los puntos de captación y restitución, permite estimar el potencial hidroeléctrico “disponible”, esto es la cartera de potenciales centrales que aún no se encuentran en operación o construcción. Para cada una de las centrales de esa cartera, junto a su potencia y localización, se cuenta con estimaciones de series diarias de producción para el periodo modelado, lo que permite el análisis de la distribución geográfica y la variabilidad temporal del potencial estimado. Cabe señalar que el potencial así calculado probablemente corresponda a una estimación conservadora, debido a que la información básica que permite evaluar la cantidad de centrales disponibles, esto es, la información de DAANC usada, es representativa sólo de la situación hasta el 31 de diciembre de 2012.

6.2 Metodología de identificación y de estimación de producción de potenciales centrales

Energías Renovables en Chile

6.2.1 Procesamiento de la información de DAANC

100

La información de derechos de aprovechamiento de aguas26 se obtuvo de las bases de datos publicadas por la DGA en su sitio web27. El análisis se concentró en aquellos que se encontraban dentro del dominio geográfico en estudio, esto es desde la cuenca del río Aconcagua a la del río Puelo, ambas incluidas; que fuesen del tipo no consuntivos, independientemente de si se tratase de permanentes o eventuales; y cuyos usos declarados son hidroelectricidad, “otros usos”, o bien no especifican el uso. Con la excepción de unos pocos DAANC para los cuales existían antecedentes que serán destinados a hidroelectricidad, usos distintos a los señalados (por ejemplo, piscicultura o industrial) no se consideraron en la estimación del potencial hidroeléctrico, aun cuando no existe limitación legal para aprovecharlos en generación eléctrica. 26 De acuerdo a la DFL 1.122 (Código de Aguas) “El derecho de aprovechamiento es un derecho real que recae sobre las aguas y consiste en el uso y goce de ellas, con los requisitos y en conformidad a las reglas que prescribe este código. ….es de dominio de su titular, quien podrá usar, gozar y disponer de él en conformidad a la ley (artículo 6°)”. “Los derechos de aprovechamiento son consuntivos o no consuntivos; de ejercicio permanente o eventual; continuo, discontinuo o alternado entre varias personas (artículo 12°)”. El no consuntivo “es aquel que permite emplear el agua sin consumirla y obliga a restituirla en la forma que lo determine el acto de adquisición o de constitución del derecho (artículo 14°)”. Para mayor información respecto del marco regulatorio relacionado con DAANC, se recomienda revisar el capítulo 2 del documento “CHILE - Diagnóstico de la gestión de los recursos hídricos”, Banco Mundial, 2011 (http://documentos.dga.cl/ADM5263.pdf). 27 http://www.dga.cl/FNE/Paginas/default.aspx

Evaluación del Potencial Hidroeléctrico

Los antecedentes de las bases de datos fueron revisados y complementados, mediante el cruce de varias fuentes de información. Por una parte, se estandarizaron las coordenadas de sus puntos de captación y restitución a un sistema común de coordenadas (WGS 84), y por otra se georreferenciaron puntos de captación y de restitución que previamente tenían sólo referencias indirectas. La siguiente tabla compara la situación previa y posterior al proceso de complementación de información respecto del número de DAANC con información tanto para la captación como para la restitución, la potencia media anual agregada asociada a ellos y la relación de ésta con la potencia media agregada del conjunto de DAANC consignados en las bases de datos en el dominio geográfico analizado. Tabla 27: Situación previa y posterior a la complementación de información de coordenadas de captación y restitución de la base de datos de DAANC. Situación Previo a complementación Luego de complementación

DAANC con captación y restitución Cantidad % de base de datos 5.305 87,80% 5.545 91,84%

Potencia media anual asociada MW % de base de datos 14.422 73,29% 19.654 99,88%

6.2.2 Metodología de asignación de DAANC a potenciales centrales hidroeléctricas

Un aspecto fundamental de la metodología desarrollada corresponde al procedimiento de asignación de DAANC a potenciales centrales y a la estimación de sus parámetros de diseño que se usarán en el cálculo de la producción probable a partir de las series simuladas de caudal. Como el objetivo es la estimación del potencial “disponible”, esto es el que no estaba siendo utilizado por las centrales en operación al 31 de diciembre de 2012; los DAANC que pudieron vincularse a dichas centrales no se consideraron en el procedimiento de asignación. El primer paso fue identificar y agrupar los DAANC cuyos puntos de restitución no estén separados más de 400 m, distancia que toma en consideración la incertidumbre derivada del proceso de identificación y estandarización de coordenadas al sistema común. En algunos casos, este proceso vinculó 10 o más DAANC a una potencial central. En la siguiente figura se presentan un par de ejemplos de este proceso. En el primero, cinco pares de DAANC permanentes y eventuales (diez DAANC en total), cuyos puntos de captación están identificados en la imagen con globos amarillos; son asignados a una potencial central de 52 MW (círculo celeste). En el segundo, se aprecia un grupo de centrales en serie hidráulica identificadas por la metodología.

Energías Renovables en Chile

Figura 60: Ejemplos de asignación de DAANC a potenciales centrales.

101

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

Luego de lo anterior, se busca el subconjunto de DAANC de cada agrupación que se traduce en una mayor potencia teórica de la central, ya que se detectaron casos en que la consideración de todos los DAANC de una agrupación se traducían en potenciales proyectos de considerablemente menor tamaño que el obtenido de un subconjunto de DAANC, debido a las diferencias de cota entre los puntos de captación. Un caso ilustrativo de este efecto es el proyecto Los Cóndores, que de acuerdo a los antecedentes de su tramitación ambiental tendría una potencia de 150 MW, un caudal de diseño de 25 m3/s y una caída de 735 m. Si se consideran todos los DAANC del punto de restitución la metodología asociaría adecuadamente el caudal de la central (Q = 25 m3/s), pero también asocia DAANC muy pequeños con caída de sólo 100 m. Como resultado la potencia que se habría asignado sería tan sólo 20 MW, esto es casi ocho veces menor de los 154 MW que la metodología asigna al buscar la máxima potencia de un subconjunto de DAANC. Consecuentemente con lo señalado en el párrafo anterior, la altura de caída que se establece para la potencial central es el menor valor obtenido entre las diferencia de cota de los puntos de captación y restitución del subconjunto de DAANC asignados a una central que maximiza su potencia. Por su parte, la potencia teórica (PT) de cada central se estimó de la relación: PT (MW) =

Qasignado 1.000

( sl ) * Desnivel (m) * 8

( ) ( m

s2

*

1 1.000

)

Donde Qasignado corresponde al caudal máximo asignado a la potencial central, estimado de la manera que se señala en el siguiente capítulo; desnivel es la altura de caída asignada y 8 (m/s2) es un factor que considera tanto la aceleración de gravedad (9,8 m/s2) como la eficiencia de la central (Ƞ, adimensional, aproximadamente 81,6%). Si bien en la actualidad es posible desarrollar centrales cuya eficiencia supere 90%, se optó por usar en los cálculos un valor conservador de modo de incluir en él la pérdida de altura de caída efectiva de generación que se produce en los canales de las centrales entre el punto de captación y la cámara de carga, más aún si dichos canales pueden tener varios kilómetros de extensión. Además, el factor 8 es equivalente al utilizado por la DGA en el cálculo del valor de la patente anual que deben pagar los titulares por aquellos DAANC que no se encuentren en utilización.

Energías Renovables en Chile

6.2.3 Estimación del caudal asignado a las potenciales centrales hidroeléctricas

102

El caudal máximo asignado a cada potencial central se definió a partir de una relación entre los DAANC permanentes y los eventuales estimada de un análisis de 19 proyectos que tenían consignados sus DAANC en los antecedentes de su tramitación ambiental, para las cuales, junto a los DAANC en base mensual, se levantó la información de altura de caída, potencia y caudal de diseño. Del análisis se infirió que el máximo mensual de la suma de todos los DAANC permanentes y de la mitad de todos los eventuales daba cuenta de una buena aproximación al caudal de diseño (Qasignado) para la mayoría de los proyectos analizados. Esto se expresa de acuerdo a la siguiente fórmula: Qasignado =

máximo

enero - diciembre

n

(Σ i=1

DAApermanentei + 0,5 *

m

Σ J =1

DAAeventualj

)

Evaluación del Potencial Hidroeléctrico

Donde DAApermanentei es el caudal (l/s) autorizado en el mes respectivo por el DAANC permanente i, y DAAeventualj el caudal (l/s) autorizado en el mes respectivo por el DAANC eventual j. En la siguiente tabla se resume un par de los casos analizados. Tabla 28: DAANC versus caudal de diseño (m3/s) de proyectos El Rincón (panel superior) y Chilcoco (inferior). “Suma” corresponde a la suma de los DAANC señalados. Mes

Permanente y continuos

Permanente y discontinuo

Eventual y continuo

Suma permanentes

Suma 100% perm. y 100% event.

Suma 100% perm. y 50% event.

Enero

9,66

7,70

10,12

17,36

27,48

22,42

Febrero

9,66

6,00

11,22

15,66

26,88

21,27

Marzo

9,66

2,60

7,62

12,26

19,88

16,07

Abril

9,66

0,00

15,12

9,66

24,78

17,22

Mayo

9,66

4,20

34,41

13,86

48,27

31,07

Junio

9,66

16,52

22,09

26,18

48,27

37,23

Julio

9,66

10,72

27,89

20,38

48,27

34,33

Agosto

9,66

12,92

25,69

22,58

48,27

35,43

Septiembre

9,66

13,22

24,39

22,88

47,27

35,08

Octubre

9,66

17,82

20,79

27,48

48,27

37,88

Noviembre

9,66

15,02

23,59

24,68

48,27

36,48

Diciembre

9,66

7,72

30,89

17,38

48,27

32,83

Máximo

9,66

17,82

34,41

27,48

48,27

37,88 38

Mes

Permanente y continuo

Permanente en trámite

Eventual y continuo

Suma permanentes

Suma 100% perm. y 100% event.

Suma 100% perm. y 50% event.

Enero

1,84

10

2,07

11,84

13,91

12,88

Febrero

1,71

10

1,63

11,71

13,33

12,52

Marzo

1,75

10

1,97

11,75

13,72

12,74

Abril

1,74

10

2,60

11,74

14,34

13,04

Mayo

2,08

10

3,74

12,08

15,82

13,95

Junio

2,16

10

3,72

12,16

15,87

14,01

Julio

2,31

10

3,19

12,31

15,49

13,90

Agosto

2,30

10

3,39

12,30

15,69

13,99

Septiembre

2,14

10

2,74

12,14

14,89

13,52

Octubre

2,07

10

2,35

12,07

14,42

13,25

Noviembre

2,12

10

3,16

12,12

15,28

13,70

Diciembre

1,96

10

2,82

11,96

14,78

13,37

Máximo

2,31

10

3,74

12,31

15,87

14,01

Caudal de diseño considerado en antecedentes de tramitación ambiental

15,5

Como se aprecia de los resultados obtenidos para los 19 proyectos (siguiente tabla y figura), la relación asumida se ajusta bastante bien con el caudal de diseño declarado por los titulares del proyecto al SEIA, salvo en tres casos (Pangui, Baquedano e Itata) donde es mayor el caudal deducido de la relación. Al respecto, el análisis de consistencia, descrito más adelante, podría detectar algunos casos donde los DAANC sean superiores al caudal simulado para los cauces, debido a que la metodología exige un factor de planta mínimo a las potenciales centrales, y en caso de no cumplirlo se les reduce el caudal máximo asignado, y con ello su potencia teórica, hasta alcanzar dicho factor de planta.

Energías Renovables en Chile

Caudal de diseño considerado en antecedentes de tramitación ambiental

103

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

Tabla 29: Caudal (m3/s) estimado a partir de DAANC versus el de diseño declarado al SEIA. La figura no considera el proyecto Itata. Caudal SEIA (m3/s)

Caudal estimado (m3/s)

El Rincón Butamalal Licán Chilcoco Collil Molinos de agua Mulchén Nalcas Pangui Rio Blanco Ens. II Tacura Trilaleo III Trilaleo II El Cóndor

11 12 15 12 6,2 19,6 2 8,5 9 7 5,9 2,2 2,4 5,5

38 4 8 15,5 2,5 32 13,5 6 6,3 4 4,3 3 4 5

37,9 3,2 8,0 14,0 2,1 35,9 12,9 5,5 10,0 4,1 4,4 2,3 2,9 5,1

El Callao Bonito 1 Bonito 2 Baquedano Itata

3 9 3 17,8 20

1,5 4 2,5 20 45

1,5 3,7 2,5 35,9 130,0

40 35 Q estimado (m3/s)

Potencia (MW)

Proyecto

30 25 20 15 10 5 0 0

5

10

15

20

25

30

35

40

Q SEIA (m3/s)

En la estimación del potencial disponible no se consideraron las centrales resultantes del procedimiento de asignación cuya potencia teórica fue inferior a 0,1 MW, pues probablemente una parte importante de sus DAANC asociados no tienen por destino la generación de energía (por ejemplo aquellos con una diferencia de cotas muy pequeña entre los puntos de captación y restitución). 6.2.4 Estimación de la producción de energía de las centrales potenciales

La generación eléctrica de las centrales potenciales identificadas se estimó para la disponibilidad de caudal simulado por medio del modelo hidrológico VIC en la red hidrológica considerada en el dominio de análisis. El modelo VIC fue alimentado con parámetros meteorológicos modelados con WRF para el periodo 1990 – 2009, con una resolución de 5 x 5 kilómetros.

Energías Renovables en Chile

Para cada punto de captación de los DAANC (bocatomas teóricas) de las centrales identificadas se procedió a asociar un cauce de la red hidrográfica sintética usada por el modelo hidrológico, luego de lo cual se estimó el caudal diario sobre todo el periodo simulado. A dicho caudal se le aplicaron dos restricciones para estimar el caudal disponible para generación:

104

• Se descontó una aproximación al caudal ecológico. Dado que en los antecedentes utiliza-

dos en el análisis no se contaba con el detalle del caudal ecológico fijado a los DAANC, dicho parámetro se estimó de acuerdo a lo establecido en el DS N°14/2013 del Ministerio del Medio Ambiente, esto es: “El caudal equivalente al veinte por ciento del caudal medio mensual de la respectiva fuente superficial con el límite máximo del veinte por ciento del caudal medio anual establecido en el artículo 129 bis 1 del Código de Aguas”.

• El nuevo caudal se contrastó con los otorgados por los derechos de aprovechamiento de aguas para cada mes, limitándolo a un valor máximo equivalente a la suma de los derechos permanentes y eventuales asociados con el punto de captación.

Evaluación del Potencial Hidroeléctrico

La potencia media diaria generada por cada central potencial para todo el periodo de análisis se estimó mediante la siguiente expresión: PMdi (MW) = mínimo

(

PT ,

Qdi

(

l s 1.000

)

* Desnivel (m) * 8

( sm ) * ( 2

1 1.000

))

Donde PMdi es la potencia media generada el día i, PT es la potencia teórica de la central, Qdi es la suma de los caudales del día i de los DAANC vinculados a la central potencial y Desnivel es la diferencia de cotas de los DAANC que maximiza PT. Con las series diarias de producción es posible estimar la producción promedio anual y su factor de planta, calculado como la razón entre la producción media anual y PT. El resultado obtenido es sometido a un análisis de consistencia donde se verifica que las centrales potenciales se encuentren sobre un umbral de factor de planta, bajo el supuesto que valores muy bajos no harían económicamente viables las centrales, o porque pueden ser el resultado de la incertidumbre de la metodología empleada. Aquellas centrales donde el factor de planta fue inferior a 0,3 se eliminaron del análisis. A aquellas con factor de planta superior a 0,3 e inferior a 0,5 se les redujo el caudal máximo asignado, y en consecuencia el tamaño de la central, hasta alcanzar un factor de planta de 0,5, eso sí, reduciendo como máximo el caudal a la mitad de su valor original. Las estimaciones definitivas de potencia teórica y de producción para estas centrales se realizan, entonces, con este nuevo caudal máximo asignado. Las potenciales centrales que luego del ajuste mantuvieron un factor de planta bajo 0,5 no se consideraron en el cálculo del potencial definitivo.

6.3 Validación de la metodología 6.3.1 Validación de la producción estimada con caudales modelados

La evaluación del desempeño de la metodología de estimación de la producción de las centrales, basada en resultados de la modelación meteorológica/hidrológica, se realizó mediante la comparación de sus resultados con series de generación observada en centrales hidroeléctricas en operación, para las cuales fue posible identificar suficientes DAANC desde la base de datos de DGA que explican como mínimo el caudal de diseño de las centrales. En la siguiente tabla se resumen las centrales seleccionadas y los parámetros usados en la modelación. Tabla 30: Centrales hidroeléctricas usadas en la validación de la metodología. P Qd Caída (MW) (m3/s) (m)

Tipo

DAANC-P DAANC-E Región (m3/s) (m3/s)

Comentario

Alfalfal

178

30

721

Pasada

30,5

0,0

Sauzal

76

80

118

Pasada

85,0

0,0

VI

Currillinque

92

84

114

Embalse

84,0

3,0

VII

Peuchén

81

45

237

Pasada

26,6

21,8

VIII

Mampil

49

45

124

Pasada

26,6

21,8

VIII

En serie hidráulica con Peuchén

Pullinque

51

120

48

Pasada

120,0

0,0

XIV

Descarga de Lago Pullinque / Lago Calafquén

Pilmaiquén

41

150

32

Pasada

150,0

18,6

XIV

Descarga Lago Puyehue

Capullo

12

8

150

Pasada

8,0

0,0

X

R.M. Embalse: Laguna Invernada

Energías Renovables en Chile

Central

105

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

“P” es la potencia de la central, “Qd” es el caudal de diseño, “DAANC-P” el máximo mensual de los derechos de agua permanentes y “DAANC-E” el de los eventuales. La siguiente tabla permite apreciar que el modelo simula relativamente bien la producción de las centrales de pasada aun cuando tiende a subestimarla en la mayoría de ellas. Tabla 31: Factor de planta promedio modelado y observado: periodo abril 2000 a marzo 2009. Central

Periodo

Alfalfal Ene92 - Mar09 Sauzal Ene99 - Mar09 Curillinque Ene94 - Mar99 Peuchén Feb00 - Mar09 Mampil Abr00 - Mar09 Pullinque Ene92 - Mar09 Pilmaiquén Ene92 - Mar09 Capullo Abr01 - Mar09 Promedio Promedio sin Currillinque

Potencia (MW)

f.p. observado

f.p. simulado

Simulado/ Observado

178 81 92 81 45 51 41 12

0,55 0,70 0,75 0,35 0,43 0,50 0,68 0,69 0,58 0,56

0,45 0,62 0,54 0,37 0,50 0,47 0,62 0,72 0,54 0,54

82% 89% 73% 106% 116% 94% 91% 104% 94% 97%

Sin embargo, para la central Currillinque la modelación aparenta un pobre desempeño. Como se señaló antes, la metodología ha sido elaborada para estimar la potencia generable por centrales de pasada, no incorporando elementos que puedan modelar la regulación operacional que se realiza en el SIC con las centrales vinculadas a algún embalse (en este caso Laguna Invernada). En la siguiente figura se compara la potencia mensual simulada con la observada en la central Currillinque, donde es posible apreciar tanto que la generación modelada sigue el ciclo anual esperado de caudales, como el efecto de la regulación operacional en la generación observada.

106

100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Ene/94 Abr/94 Jul/94 Oct/94 Ene/95 Abr/95 Jul/95 Oct/95 Ene/96 Abr/96 Jul/96 Oct/96 Ene/97 Abr/97 Jul/97 Oct/97 Ene/98 Abr/98 Jul/98 Oct/98 Ene/99 Abr/99 Jul/99 Oct/99 Ene/00 Abr/00 Jul/00 Oct/00 Ene/01 Abr/01 Jul/01 Oct/01 Ene/02 Abr/02 Jul/02 Oct/02 Ene/03 Abr/03 Jul/03 Oct/03 Ene/04 Abr/04 Jul/04 Oct/04 Ene/05 Abr/05 Jul/05 Oct/05 Ene/06 Abr/06 Jul/06 Oct/06 Ene/07 Abr/07 Jul/07 Oct/07 Ene/08 Abr/08 Jul/08 Oct/08 Ene/09

Energías Renovables en Chile

P Media (MW)

Figura 61: Potencia media mensual simulada y observada en la central Currillinque.

Observado

Simulado

Para el resto de las centrales se aprecia un adecuado desempeño de la modelación. En general los ciclos estacionales están bien simulados, así como la variabilidad interanual en las centrales al sur del dominio de simulación, aun cuando se aprecia cierta tendencia a la subestimación principalmente en los meses cálidos. Si se consideran solamente las centrales de pasada analizadas, la diferencia entre lo observado y modelado varía entre un

Evaluación del Potencial Hidroeléctrico

16% de sobrestimación, en Peuchén, y un 18% de subestimación, en Alfalfal, con un 3% de subestimación promedio.

200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0

Alfalfal

Ene/94 Abr/94 Jul/94 Oct/94 Ene/95 Abr/95 Jul/95 Oct/95 Ene/96 Abr/96 Jul/96 Oct/96 Ene/97 Abr/97 Jul/97 Oct/97 Ene/98 Abr/98 Jul/98 Oct/98 Ene/99 Abr/99 Jul/99 Oct/99 Ene/00 Abr/00 Jul/00 Oct/00 Ene/01 Abr/01 Jul/01 Oct/01 Ene/02 Abr/02 Jul/02 Oct/02 Ene/03 Abr/03 Jul/03 Oct/03 Ene/04 Abr/04 Jul/04 Oct/04 Ene/05 Abr/05 Jul/05 Oct/05 Ene/06 Abr/06 Jul/06 Oct/06 Ene/07 Abr/07 Jul/07 Oct/07 Ene/08 Abr/08 Jul/08 Oct/08 Ene/09

P Media (MW)

Figura 62: Potencia media mensual simulada y observada en las centrales Alfalfal y Peuchén.

80 70 60 50 40 30 20 10 0

Simulado

Peuchén

Feb/00 May/00 Ago/00 Nov/00 Feb/01 May/01 Ago/01 Nov/01 Feb/02 May/02 Ago/02 Nov/02 Feb/03 May/03 Ago/03 Nov/03 Feb/04 May/04 Ago/04 Nov/04 Feb/05 May/05 Ago/05 Nov/05 Feb/06 May/06 Ago/06 Nov/06 Feb/07 May/07 Ago/07 Nov/07 Feb/08 May/08 Ago/08 Nov/08 Feb/09

P Media (MW)

Observado

Observado

Simulado

Varias pueden ser las causas de las diferencias entre lo observado y lo simulado, las que además podrían no ser las mismas para las distintas centrales. Por una parte, el modelo no estaría capturando completamente los procesos de acumulación de nieve y de deshielos, lo que podría explicar tanto una mayor amplitud del ciclo anual simulado respecto del observado, por ejemplo Peuchén y Mampil; como una aparente exageración de la variabilidad inter-anual en la zona más al norte del dominio de evaluación (Alfalfal y Sauzal). Por su parte, los ríos Los Nadis y Pilmaiquén cuyos caudales abastecen a las centrales Pullinque y Pilmaiquén, respectivamente, están alimentados por descargas de lagos (Pullinque y Calafquén para el primero y Puyehue para el segundo), lo que podría generar un efecto de compensación natural respecto de caudales regulados exclusivamente por precipitaciones. A modo de ejemplo, en la siguiente figura se compara la potencia media mensual simulada y observada en la central Pullinque, donde se aprecia que en el periodo de menores precipitaciones la generación observada es superior a la modelada.

50 40 30 20 10 0 Ene/94 Abr/94 Jul/94 Oct/94 Ene/95 Abr/95 Jul/95 Oct/95 Ene/96 Abr/96 Jul/96 Oct/96 Ene/97 Abr/97 Jul/97 Oct/97 Ene/98 Abr/98 Jul/98 Oct/98 Ene/99 Abr/99 Jul/99 Oct/99 Ene/00 Abr/00 Jul/00 Oct/00 Ene/01 Abr/01 Jul/01 Oct/01 Ene/02 Abr/02 Jul/02 Oct/02 Ene/03 Abr/03 Jul/03 Oct/03 Ene/04 Abr/04 Jul/04 Oct/04 Ene/05 Abr/05 Jul/05 Oct/05 Ene/06 Abr/06 Jul/06 Oct/06 Ene/07 Abr/07 Jul/07 Oct/07 Ene/08 Abr/08 Jul/08 Oct/08 Ene/09

P Media (MW)

60

Observado

Simulado

Energías Renovables en Chile

Figura 63: Potencia media mensual simulada y observada en la central Pullinque.

107

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

El fenómeno anterior también es evidente en la central Pilmaiquén, no así en Capullo, aun cuando dada su cercanía (29 km), las localizaciones de ambas centrales deberían tener un régimen pluviométrico similar. Capullo no está directamente influenciada por lagos y para ella la generación simulada se aprecia muy consistente con la observada, según es posible inferir de la siguiente figura, aun cuando la primera se encuentra basada en precipitaciones obtenidas del modelo WRF y no por observaciones. Figura 64: Potencia media mensual simulada y observada en la central Capullo. 14 P Media (MW)

12 10 8 6 4 2 Abr/01 Jul/01 Oct/01 Ene/02 Abr/02 Jul/02 Oct/02 Ene/03 Abr/03 Jul/03 Oct/03 Ene/04 Abr/04 Jul/04 Oct/04 Ene/05 Abr/05 Jul/05 Oct/05 Ene/06 Abr/06 Jul/06 Oct/06 Ene/07 Abr/07 Jul/07 Oct/07 Ene/08 Abr/08 Jul/08 Oct/08 Ene/09

0

Observado

Simulado

Dado lo expuesto, se ha considerado que los resultados obtenidos con la metodología son satisfactorios para efectos de una estimación general de la producción de energía de centrales de pasada en el dominio de análisis, en especial para la Zona Sur donde la influencia de los deshielos en el régimen hidrológico es menor. Dado que el modelo hidrológico solamente simula escorrentía, la producción en las centrales que se encuentren influenciadas por embalses (existentes o proyectados) no será bien representada, más aún si la capacidad de regulación de los embalses es significativa. Más antecedentes respecto de la capacidad de la modelación de reproducir el ciclo anual y la variabilidad interanual se encuentran en el capítulo 6.7. 6.3.2 Validación de la metodología de identificación de centrales potenciales

Como una manera de verificar la habilidad de la metodología desarrollada en la identificación de proyectos hidroeléctricos vinculados a DAANC, se procedió a asociar potenciales centrales identificadas con las centrales hidroeléctricas sometidas a tramitación ambiental que aún no entraban en operación al 31 de diciembre de 2012, que se encontraban en el dominio de análisis y que no estaban asociadas a obras de riego.

Energías Renovables en Chile

Las siguientes tablas resumen los resultados de la comparación para las centrales mayores a 20 MW y menores a 20 MW, respectivamente. De ellas se deduce que, aun cuando en algunos casos existen diferencias significativas, la potencia agregada del conjunto de centrales analizadas tiene una buena correspondencia entre la deducida del SEIA con la estimada por la metodología aquí desarrollada.

108

Las diferencias observadas en las tablas pueden deberse a múltiples causas, algunas de las cuales están vinculadas a la metodología, por ejemplo, a la incertidumbre en la estimación del caudal modelado o a la asociación de más de una central a un mismo proyecto en el SEIA y viceversa. Este último comportamiento se aprecia en las tablas para algunos proyectos del SEIA que tienen asociadas dos centrales potenciales. Sin perjuicio de lo anterior, llama la atención la buena correspondencia lograda para las centrales menores a 20 MW. Luego de descontar aquellos casos con información inconsistente de DAANC o para los cuales existía información de ajustes en el diseño de la central posteriores a la tramitación ambiental, la diferencia es mínima entre la potencia agregada del conjunto de centrales que se modeló con la deducida de la información del SEIA.

Evaluación del Potencial Hidroeléctrico

Tabla 32: Centrales menores a 20 MW identificadas versus centrales ingresadas a tramitación ambiental no operativas al 31/12/2012. SEIA

Metodología DAANC

Potencia (MW)

Q diseño (m3/s)

Caída (m)

Alto Cautín Añihuarraqui Baquedano Bonito 1 Bonito 2 Butamalal Carilafquén Malalcahuello Cayucupil Chanleufú Chilcoco Collil Correntoso Palmar Don Walterio El Canelo San José El Cóndor

6,0 9,0 17,8 9,0 3,0 9,0 11,6 6,4 6,0 8,0 12,0 6,2 3,0 10,0 2,0 16,1 5,5

24,0 2,5 20,0 4,0 3,0 4,0 3,4 2,4 3,5 8,0 15,5 2,5 1,5 3,7 3,0 42,0 5,0

34,0 459,0 100,0 235,0 154,0 251,5 426,0 330,0 239,0 118,5 84,5 s/i 250,0 220,0 90,0 48,0 133,0

El Pinar

11,5

El Rincón Florín I Florín II Florín III Huentelaufú Las Lagunas Las Nieves Mapocho Melo Molinos de Agua 1 Molinos de Agua 2 Mulchén Pangui Piruquina Pulelfú Río Blanco Ensenada II Río Blanco Hornopirén Río Blanco Rupanco Río Isla

11,0 9,0 12,7 3,8 6,7 4,0 6,0 4,2 2,4 15,5 4,1 2,0 9,0 7,6 9,0 7,0 18,0 5,5 4,0

38,0 8,0 8,7 5,5 5,0 0,7 1,9 4,8 13,2 32,0 32,0 13,5 6,3 32,0 9,0 4,0 40,0 1,5 1,8

34,0 120,0 175,0 85,0 163,7 773,0 401,5 s/i 24,0 57,3 14,9 17,9 169,8 27,0 109,0 218,0 52,0 440,0 s/i

8,0

6,0

132,0

19,2 5,9 2,2 2,2 331,1

5,0 4,3 3,0 4,0 428,1

460,0 163,0 90,7 69,2

Río Negro Río Picoiquén Tacura Trilaleo II Trilaleo III Suma (MW) Modelado v/s SEIA

190,5

Q asign. (m3/)s

Caída (m)

Dif * (MW)

Dif DAANC ** consistentes (MW)

42,0 2,7 55,0 2,2 1,7 7,2

39,1 450,0 105,0 229,0 150,0 300,0

7,1 -2,8 28,6 -5,0 -1,0 8,3

6,8

340,0

0,5

0,5

5,0 4,0 43,4 2,2 0,3 5,2 5,0 54,0 4,9 6,5 6,4 55,0 5,0 6,6 4,5 5,1 0,7

260,0 110,0 80,0 298,0 200,0 205,0 100,0 40,0 131,0 100,0 100,0 50,0 125,0 160,0 143,0 180,0 780,0

4,4 -4,5 15,8 -1,0 -2,6 -1,5 2,0 1,2 -0,4

4,4

-1,0 -2,6 -1,5 2,0 1,2 -0,4

-1,2

-1,2

20,0

50,0

35,9

80,0

3,4

3,4

12,9 12,7 32,0 10,0 4,1 67,0 1,5 2,6 1,8 3,8 5,6 3,7 2,3 2,9 550,1 129%

25,0 200,0 26,3 113,0 218,0 45,0 250,0 125,0 92,0 190,0 450,0 175,0 100,0 75,0

0,6 11,3 -0,9 0,0 0,2 6,1 -2,5 -1,4

0,6 -0,9 0,0 0,2 6,1 -2,5 -1,4

-0,9

-0,9

0,9 -0,7 -0,4 -0,5 75,8 23%

0,9 -0,7 -0,4 -0,5 -5,3 -1,6%

11,0 -4,0 -4,3 1,3 0,6 0,5 6 3,8 -2,4

-2,8 -5,0 -1,0

-4,3 1,3 0,6 0,5

* “Dif” corresponde a la diferencia de potencia entra las centrales identificadas y las del SEIA. ** “DAANC consistentes” se refiere a los casos donde los DAANC de las bases de datos utilizadas son relacionables con los antecedentes del SEIA. Los casos inconsistentes probablemente están vinculados a DAANC en tramitación.

Energías Renovables en Chile

Central  

109

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

Para las centrales mayores a 20 MW aparenta haber una tendencia a la subestimación, que en todo caso no es muy significativa (10% agregado). Entre otras causas, la subestimación puede deberse a que los DAANC de estos proyectos podrían estar mejor definidos que los de centrales menores – más frecuentemente asociados a cauces más pequeños que generalmente cuentan con peor información de caudales - en particular respecto de puntos de captación y restitución que optimicen la producción, con lo cual ponderar por un factor 8 en la fórmula de cálculo de potencia teórica de diseño puede resultar conservador. Tabla 33: Centrales mayores a 20 MW identificadas por la metodología versus centrales ingresadas a tramitación ambiental no operativas al 31/12/2012.   Central  

Potencia (MW)

Q asignado (m3/s)

Caída (m)

Dif * (MW)

Q diseño (m3/s)

Caída (m)

Aguas Calientes (A)

13,5

2,7

586,1

Aguas Calientes (B)

10,5

5,2

235,1

Angostura

316,0

700,0

50,0

216,5

541,5

50,0

Casualidad

21,2

3,5

447,0

21,0

3,5

750,0

-0,2

105,0

34,0

375,6

151,1

45,0

420,0

46,1

El Castillo (Achibueno)

30,0

16,0

226,2

39,4

21,4

230,0

9,4

EL Alto

10,0

5,0

250,0

24,5

12,3

250,0

Puelche Bajo

20,0

11,5

s/i

El Paso

60,0

14,7

501,3

Itata

20,0

45,0

La Mina

30,0

33,0

Laja

34,4

Las Lajas

-13,5 -10,5 -99,6

14,5 -20,0

28,8

8,0

450,0

26,4

6,5

510,0

51,7

56,1

130,0

54,0

s/i

26,4

33,0

100,0

-3,6

250,0

15,0

16,6

208,0

10,0

-17,8

270,0

65,0

468,0

125,3

75,0

209,0

30,1

20,6

183,0

Alfalfal 2

272,0

27,0

1137,0

177,4

22,2

1100,0

Los Cóndores

150,0

25,0

765,0

153,9

25,0

770,0

3,9

53,0

200,0

29,8

39,9

185,0

27,0

-13,1

Los Lagos Nido de Águila

-4,8 36,1

-114,6z -94,6

155,0

46,0

447,0

192,0

36,0

667,0

37,0

Osorno

58,2

200,0

32,8

47,3

185,0

32,0

-10,9

288,2

85,8

420,0

Maqueo

400,0

115,0

s/i

59,1

16,6

445,0

53,0

16,5

402,0

300,1

270,0

139,0

Mediterráneo

171,0

22,3

0,8

Neltume

490,0

140,0

382,2

373,7

115,1

406,0

-116,3

Ñuble

136,0

100,0

151,5

108,4

84,7

160,0

-27,6

Puelche Alto

20,0

8,0

303,0

21,9

9,1

300,0

1,9

San Andrés

40,0

10,3

s/i

19,9

5,2

480,0

-20,1

155,0

460,0

s/i

36,0

3.102

2.686

San Pedro Suma Modelado v/s SEIA

133,0

0,3

210,0

Molina Energías Renovables en Chile

 Metodología DAANC

Potencia (MW)

Centinela (Achibueno)

110

SEIA

s/i

90,1 -22,3

188,9

656,4

2.786

2.817

-316,1

90%

105%

-10%

* “Dif” corresponde a la diferencia de potencia entra las centrales identificadas y las del SEIA.

33,9

Evaluación del Potencial Hidroeléctrico

6.4 Resumen de restricciones territoriales Las restricciones territoriales para la estimación del potencial hidroeléctrico asociado a los DAANC se resumen en la siguiente tabla y se aplicaron sobre los puntos de captación y restitución de los DAANC considerados en el análisis. Tabla 34: Restricciones territoriales definidas en MAE para el análisis de potencial hidroeléctrico. Factores

Restricción considerada

Factor de planta Zonas protegidas

Exigida a centrales identificadas por la metodología de asignación de DAANC

< 0,5 Parques nacionales y sitios bajo Convención de Ramsar

Líneas férreas, red vial y sendero de Chile

Comentario y/o fuente de información

DAANC con punto de captación o restitución en esas zonas Análisis de casos de caminos construidos más 35 metros de prohibición de construcción de edificaciones permanentes (Artículo 39, DFL N° 850 del 12/09/97)

< 60 m

Las restricciones se limitaron a la distancia a caminos, líneas férreas y al sendero de Chile, así como a la exclusión de las zonas cubiertas por los parques nacionales y los sitios bajo Convención de Ramsar. Como se aprecia, varias de las restricciones usadas para otras ERNC no se consideraron aplicables. Por ejemplo, la distancia a centros poblados o límites urbanos se ve superada en los hechos, pues hoy existen en Chile centrales en operación dentro o muy cerca de centros poblados (por ejemplo la central Florida en la ciudad de Santiago); o la línea de costa que incluye el borde de lagos que pueden corresponder a puntos de captación o restitución de potenciales centrales. Además, sólo se consideraron los parques nacionales y no el conjunto de áreas protegidas bajo el SNASPE, debido a que entre ellas se encuentran reservas nacionales donde recientemente se han construido obras de centrales hidroeléctricas.

6.5 Centrales en operación La capacidad instalada en centrales hidroeléctricas en el SIC alcanzaba a 5.938 MW al 31 de diciembre de 2012. De ellos, más del 50% (3.402 MW) corresponden a centrales de embalse. Sin embargo, es probable que en el dominio aquí analizado (entre las cuencas de los ríos Aconcagua y Puelo) la participación de centrales en cauces naturales vinculadas a embalses vaya decreciendo en el tiempo.

Tabla 35: Cantidad (N°) y potencia agregada (MW) de centrales hidroeléctricas de embalse y pasada en operación al 31/12/2012 en el SIC por tipo de cauce. Tipo

En cauces naturales N°

MW

Embalse

9

3.402

Pasada no ERNC

27

2.264

Pasada ERNC

31

197

Sub total pasada

58

2.461

67

5.863

TOTAL

En obras de riego N°

Total

MW

N°

MW

 

9

3.402

1

29

28

2.293

10

46

41

243

11

75

69

2.536

11

75

78

5.938

Energías Renovables en Chile

Dependiendo de la convención que se adopte para clasificar las centrales como de embalse, sólo entre 9% y 20% de la capacidad agregada en proyectos sometidos a tramitación ambiental no operativos a fines de 2012 correspondería a centrales que podrían estar en esa condición. Esta tendencia apoya la utilidad del análisis de potencial disponible que se desarrolla más adelante.

Fuente: Capacidad instalada por sistema eléctrico nacional. CNE, 2013.

111

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

Por su parte, apenas 75 MW de la capacidad instalada corresponde a centrales asociadas a obras de riego. Lo anterior no significa que ese tipo de proyectos no tienen un potencial significativo de crecimiento. Por el contrario, el mayor interés en su desarrollo es reciente, tal como se deduce de la siguiente tabla. De las 11 centrales en esa categoría, 9 han entrado en operación de 2008 en adelante, y estudios encargados por CNE han estimado su potencial teórico como superior a los 1.400 MW28. Sin perjuicio de ello, el análisis de potencial disponible que se desarrolla en el capítulo siguiente, se limita a centrales en cauces naturales. Del detalle de las centrales operativas presentado en la siguiente tabla, destaca el crecimiento que han tenido las centrales hidroeléctricas ERNC en los últimos años. De las 34 centrales interconectadas al SIC de 2008 en adelante, 29 son ERNC, y han aportado el 20% del crecimiento de la capacidad instalada hidroeléctrica de ese periodo. Tabla 36: Centrales hidroeléctricas en operación al 31 de diciembre de 2012 en el SIC.

Energías Renovables en Chile

Central

112

Sauce Andes Florida Maitenes Queltehues Los Morros Carena Los Quilos Volcán Los Bajos Pilmaiquén Abanico Sauzal Los Molles Cipreses Sauzalito Pullinque Caemsa Isla Rapel El Toro Antuco Colbún Machicura Canutillar Alfalfal Pehuenche Blanco Curillinque Juncal Capullo San Ignacio Pangue Puntilla Loma Alta Rucúe Mampil Peuchén Chacabuquito Eyzaguirre Ralco El Rincón Quilleco Chiburgo

Año

Región

Tipo

1909 1909; 1993; 1999 1923; 1989 1928 1930; 1994 1943 1943; 1989 1944 1944 1944; 1945; 1959 1948; 1959 1948 1952 1955 1959 1962 1962; 1985 1963; 1964 1968 1973 1981 1985 1985 1990 1991 1991 1993 1993 1994 1995 1996 1996 1997 1997 1998 2000 2000 2002 2003 2004 2006 2007 2007

V XIII XIII XIII XIII XIII V XIII XIII XIV VIII VI IV VII VI XIV XIII VII VI VIII VIII VII VII X XIII VII V VII V X VII VIII XIII VII VIII VIII VIII V XIII VIII XIII VIII VII

Pasada Pasada Pasada Pasada Pasada Pasada Pasada Pasada Pasada Pasada Pasada Pasada Pasada Embalse Pasada Pasada Pasada Pasada Embalse Embalse Pasada Embalse Embalse Embalse Pasada Embalse Pasada Pasada Pasada Pasada Pasada Embalse Pasada Pasada Pasada Pasada Pasada Pasada Pasada Embalse Pasada Pasada Pasada

Potencia (MW) 1,4 28,5 31,0 49,0 3,1 8,5 39,9 13,0 5,1 40,8 136,0 76,8 18,0 106,0 12,0 51,4 3,4 70,0 378,0 450,0 320,0 474,0 95,0 172,0 178,0 570,0 53,0 92,0 29,2 12,0 37,0 467,0 22,1 40,0 178,4 55,0 85,0 25,7 1,9 690,0 0,3 70,8 19,4

Caudal (m3/s) 20 30 11,3 28,1 26 9,6 22 9,1 24 150 106,8 73,5 1,9 36,4 45 120 24 84 535,1 97,3 190 280 280 75,5 30 300 9,6 84 13,2 8 194 500 20 84 65 46 36 21 10 368 0,5 65 20

Caída (m) 7 98 180 213 13 127 227 181 27 32 147 118 1153 370 25 48 27 93 76 545 190 168 37 212 721 206 680 114 260 150 21 99 92 50 140 124 236 135 22 181 71 59 120

ERNC SI

En riego SI

SI SI SI SI

SI SI SI

SI

SI SI

SI

SI

Continúa en la página siguiente..

28 “Generación hidroeléctrica en pequeñas centrales asociadas a obras de riego. Resumen de estudios sobre ERNC en periodo 2007 – 2009. Informe ejecutivo”, PROCIVIL para Ministerio de Energía, 2010.

Evaluación del Potencial Hidroeléctrico

Central

Año

Región

Tipo

Palmucho Ojos de Agua Coya El Manzano Puclaro Hornitos Pehui Trufultruful Lircay Los Corrales San Clemente Doña Hilda Juncalito Trueno La Paloma El Tártaro Dongo Donguil La Arena Licán Guayacán El Diuto La Confluencia La Higuera Mallarauco Reca Mariposas Muchi Chacayes Rucatayo Purísima Callao El Canelo Allipén Nalcas

2007 2008 2008 2008 2008 2008 2009 2009 2009 2010 2010 2010 2010 2010 2010 2010 2010 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2012 2012 2012 2012 2012 2012

VIII VII VI IX IV V XIV IX VII XIV VII XIV V IX IV V X IX X XIV XIII VIII VI VI VI XIV VII XIV VI XIV VII X IX IX X

Pasada Pasada Pasada Pasada Pasada Pasada Pasada Pasada Pasada Pasada Pasada Pasada Pasada Pasada Pasada Pasada Pasada Pasada Pasada Pasada Pasada Pasada Pasada Pasada Pasada Pasada Pasada Pasada Pasada Pasada Pasada Pasada Pasada Pasada Pasada

Potencia (MW) 32,0 9,0 11,0 4,9 6,0 61,0 1,1 0,8 19,0 0,8 5,9 0,4 1,5 5,6 4,9 0,1 6,0 0,3 3,0 18,0 12,0 3,3 163,2 160,0 3,4 1,7 6,3 1,0 112,0 55,0 0,5 3,3 6,1 2,7 6,8

Caudal (m3/s) 27,1 14,5 9 2,3 8,8 12 3,5 5 22 0,4 17 0,97 13,2 2,97 12 12 2 5,5 1,35 8 21,2 20 52,5 50 3,5 3 20 3,2 1,55 200 6 2,5 3,5 15,5 4

Caída (m) 126 75 137 262 73 550 37 32 100 289 36 55 13 107 38 1 307 5 264 238 35 19 348 382 100 66 35 32 181 32 9 134 200 20 159

ERNC SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI

En riego

SI

SI

SI SI

SI

SI SI SI SI

SI

SI SI SI SI SI

SI

SI

SI

Fuente: Capacidad instalada por sistema eléctrico nacional. CNE,2013

6.6 Potencial hidroeléctrico disponible 6.6.1 Consideraciones y resultado global

Si bien en el capítulo anterior se resume la capacidad hidroeléctrica instalada a diciembre del 2012, el análisis aquí desarrollado se concentra en el “potencial disponible” de generación hidroeléctrica en el SIC. Los alcances de este concepto están sujetos a las siguientes consideraciones: Aconcagua hasta la del río Puelo, ambas incluidas. Por el norte el dominio es inferior a la cobertura del SIC, sin embargo, el potencial de las cuencas no analizadas es bajo. Por el sur el dominio es superior a la cobertura del SIC, aunque la distancia del extremo del SIC a potenciales centrales es inferior a 80 km, similar a la que presentan otras potenciales centrales localizadas en el centro y sur del país. • Representatividad temporal: la metodología solo considera DAANC otorgados al 31 de diciembre de 2012, lo que debe traducirse en una subestimación del potencial, debido a que continúan otorgándose DAANC destinados a generación hidroeléctrica, y las renuncias totales o parciales a DAANC son escasas. Esta subestimación debería ser mayor para el segmento de centrales de menor tamaño, donde aparentan concentrarse las solicitudes en tramitación de DAANC.

Energías Renovables en Chile

• Representatividad geográfica: el dominio de análisis comprende desde la cuenca del río

113

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

• Tipo de centrales: la metodología desarrollada identifica y estima la producción de poten-

ciales centrales de pasada. DAANC vinculados a potenciales centrales de embalse son tratados como centrales de pasada. • Tipo de cauces: solo se consideraron derechos de aprovechamiento de aguas “no consuntivos”, esto es, aquellos que captan el agua desde un cauce natural y luego la restituyen al mismo u otro cauce natural. Dado ello, la metodología no incorpora las centrales (proyectadas o potenciales) vinculadas a obras de riego (canales y embalses), lo que constituye una subestimación del potencial en especial el de aquellas centrales de menor tamaño. • Tipo de DAANC: salvo un par de excepciones, solo se consideraron permanentes y eventuales que no tenían un “uso del agua” definido en la base de datos analizada o que ese uso es “energía hidroeléctrica” u “otros usos”. Al no existir limitación legal para utilizar en generación hidroeléctrica DAANC con uso del agua distinto al señalado, esta aproximación probablemente se traduce en una subestimación. • Centrales sometidas a tramitación ambiental: a diferencia del caso eólico, donde se excluyó la cartera de proyectos de dominio público, el potencial disponible no analizó separadamente aquellas centrales que han sido sometidas a tramitación ambiental del conjunto de centrales potenciales identificadas. Se optó por ello, debido a que la metodología de asignación de centrales, si bien aparenta tratarlas adecuadamente de manera agregada, en algunos casos presenta diferencias significativas a nivel individual. Como consecuencia de las restricciones anteriores, muy probablemente el potencial disponible hidroeléctrico aquí estimado se encuentra subestimado, principalmente para aquellas centrales de menor tamaño. En la siguiente tabla se resume la cantidad de centrales identificadas, junto a la capacidad y la potencia promedio del periodo analizado del conjunto de esas centrales, para las tres principales etapas de la metodología empleada: esto es el potencial sin corregir, el potencial ajustado luego del análisis de consistencia y de descontar los DAANC vinculados a centrales en operación a diciembre de 2012, y el potencial disponible luego de la aplicación de las restricciones territoriales. Tabla 37: Resultados por etapas de la metodología de estimación del potencial hidroeléctrico disponible. Capacidad y potencia media corresponden a las acumuladas por todas las centrales. Centrales (N°) 2.013

Capacidad (MW) 19.231

P. Media (MW) 10.253

Potencial sin DAANC de centrales en operación, luego de análisis de consistencia (>0,1 MW y f.p. ≥ 0,5)

1.098

12.637

7.741

Potencial disponible luego de restricciones territoriales

1.080

12.472

7.815

Etapa

Energías Renovables en Chile

Potencial identificado sin corregir

114

Como se aprecia, la capacidad acumulada del potencial disponible alcanza a 12.472 MW distribuida en 1.080 potenciales centrales superiores a 0,1 MW, esto es más del doble de la capacidad hidroeléctrica interconectada al SIC a diciembre de 2012 (5.938 MW). Aún si se descuentan los 3.433 MW asociados a los proyectos hidroeléctricos sometidos a tramitación ambiental que no estaban operativos al 31/12/2012 (individualizados en el capítulo 6.3.2.), y se considera la probable subestimación por las causas antes expuestas, el potencial hidroeléctrico sin considerar los proyectos de dominio público en el área actualmente comprendida por el SIC probablemente superará los 10.000 MW. Para cada central potencial, junto a la localización de sus puntos de captación y restitución y a sus características generales (potencia teórica, caudal máximo asignado y caída), se

Evaluación del Potencial Hidroeléctrico

contó con series diarias de producción de energía, expresada como potencia media diaria, para el periodo abril de 1990 a marzo de 2009. Si bien existen muchas maneras de agrupar y presentar esa información, se ha optado por sistematizarla geográficamente por cuenca hidrográfica, y por categorías de tamaño de las centrales hidroeléctricas, algunas de las cuales incluyen categorías contempladas en la reglamentación eléctrica nacional. 6.6.2 Resultados por cuenca hidrográfica

La siguiente figura muestra las cuencas hidrográficas para las cuales se identificaron potenciales centrales hidroeléctricas.

En la siguiente figura y tabla se resume el potencial disponible estimado entre las cuencas de los ríos Aconcagua y Puelo. El factor de planta corresponde a la razón entre la potencia

Energías Renovables en Chile

Figura 65: Cuencas hidrográficas con potenciales centrales hidroeléctricas identificadas.

115

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

media anual acumulada del conjunto de las centrales y la capacidad instalada (potencia teórica de diseño) acumulada, es decir, un factor de planta para la “cuenca”.

Río Puelo

Islas Chiloé y circundantes

Río Bueno

Cuencas entre Bueno y Puelo

Río Valdivia

Río Toltén

Río Queule

Río Imperial

Costeras Paicaví-límite regional

Río Lebu

Costeras Lebu-Paicaví

Río Carampangue

Río Biobío

Costeras Biobío-Carampangue

Río Itata

Río Maule

Costeras Maule-límite regional

Río Mataquito

Costeras Mataquito-Maule

Río Rapel

Río Maipo

0,775 0,750 0,725 0,700 0,675 0,650 0,625 0,600 0,575 0,550 0,525 0,500

Factor de planta

2.750 2.500 2.250 2.000 1.750 1.500 1.250 1.000 750 500 250 0 Río Aconcagua

Capacidad (MW)

Figura 66: Capacidad instalable (barras) y factor de planta medio (línea) por cuenca hidrográfica.

Tabla 38: Potencial hidroeléctrico disponible por cuenca hidrográfica. Capacidad y potencia media son las acumuladas por las centrales. f.p. es el factor de planta de potencias acumuladas.

Energías Renovables en Chile

Cuenca

116

Río Aconcagua Río Maipo Río Rapel Río Mataquito Costeras Mataquito-Maule Río Maule Costeras Maule-límite regional Río Itata Río Biobío Costeras Biobío-Carampangue Río Carampangue Río Lebu Costeras Lebu-Paicaví Costeras Paicaví-límite regional Río Imperial Río Toltén Río Queule Río Valdivia Río Bueno Cuencas entre Bueno y Puelo Río Puelo Islas Chiloé y circundantes Total general

Centrales (Nº) 9 30 31 45 1 85 1 66 191 1 12 7 5 4 95 144 2 65 179 57 21 29 1.080

Capacidad (MW) 104,3 856,0 699,2 727,3 1,1 1408,0 1,2 767,6 2687,4 2,4 55,7 40,7 40,1 34,2 455,8 884,9 1,5 1370,5 1358,6 101,1 811,9 62,7 12.472,0

P. Media (MW) 78,3 554,1 422,8 410,5 0,7 758,0 0,6 445,4 1713,2 1,2 33,0 22,3 25,6 17,8 287,8 602,1 1,0 885,1 943,8 66,6 503,4 41,1 7.815,0

f.p. 0,75 0,65 0,60 0,56 0,64 0,54 0,50 0,58 0,64 0,51 0,59 0,55 0,64 0,52 0,63 0,68 0,64 0,65 0,69 0,66 0,62 0,66 0,63

Evaluación del Potencial Hidroeléctrico

De acuerdo a lo anterior, la cuenca del río Biobío presentaría el mayor potencial disponible (2.687 MW, 21,5% del total), cuya concreción permitiría duplicar la capacidad que estaba operativa en esa cuenca a fines del año 2012 (2.488 MW). Llama la atención el elevado potencial estimado como disponible en la Zona Central del país. Sin considerar la cuenca del Biobío este alcanzaría a más de 4.500 MW (36,6% del total), en una zona donde se concentra parte importante de la demanda eléctrica del SIC, y donde los proyectos en cauces naturales que se han sometido a tramitación ambiental y que no estaban operativos el año 2012 sólo totalizan del orden de 1.150 MW. Por su parte, el potencial disponible en la Zona Sur del país (sin considerar la cuenca del río Biobío) equivale al 41,9% del total identificado, distribuidos de manera más o menos homogénea entre las principales cuencas de la zona. Es muy probable que dicho valor se incremente significativamente dada la existencia de numerosas solicitudes de DAANC en tramitación para esas cuencas. Por otro lado, el factor de planta estimado por la modelación fluctúa entre 0,54 y 0,68 para las cuencas de mayor potencial, con una inclinación a valores más altos en la Zona Sur. El elevado valor estimado para la cuenca del río Aconcagua no parece representativo de condiciones medias, y puede deberse a la incertidumbre de la modelación que aparenta ser mayor en el centro del país donde la influencia del régimen nival es más significativa. 6.6.3 Resultados por rango de tamaño

Las categorías de tamaño de centrales hidroeléctricas seleccionadas para el análisis son:

• Entre 0,1 y 1 MW: catalogadas como “pequeños medios de generación” (PMG y PMGD),

como medios de generación no convencionales (MGNC) y como medios de generación renovables no convencionales (ERNC). • Entre 1 y 9 MW: al igual que las anteriores, son catalogadas como PMG, PMGD, MGNC y ERNC. 9 MW es el límite superior para “pequeños medios de generación”. • Entre 9 y 20 MW califican como MGNC y ERNC, dado que dichas categorías establecen 20 MW de capacidad instalada como límite superior. • Entre 20 y 40 MW: si bien la legislación no las considera ERNC, una fracción de la energía que inyectan a los sistemas eléctricos sirve para acreditar el cumplimiento de la obligación establecida en la Ley 20.257. • Entre 40 y 100 MW: centrales consideradas intermedias para efectos de este análisis. • Mayor a 100 MW: centrales consideradas grandes para efectos de este análisis.

Energías Renovables en Chile

La siguiente figura muestra la localización y tamaño de las centrales identificadas.

117

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

Figura 67: Localización de las centrales hidroeléctricas identificadas.

Energías Renovables en Chile

La siguiente tabla resume el potencial disponible estimado en el análisis entre las cuencas de los ríos Aconcagua y Puelo. El factor de planta presentado en ella se ha calculado como la razón entre la potencia media anual acumulada del conjunto de las centrales y la capacidad instalada (potencia teórica) acumulada.

118

Tabla 39: Potencial hidroeléctrico disponible por tamaño de centrales. Capacidad y potencia media son las acumuladas por las centrales, f.p. es el factor de planta de potencias acumuladas. Rango 0,1 - 1 MW 1 - 9 MW 9 - 20 MW 20 - 40 MW 40 - 100 MW > 100 MW Todas

Centrales (Nº) 315 505 122 78 36 24 1.080

Capacidad (MW) 138 1.848 1.672 2.178 2.115 4.521 12.472

P. Media (MW) 100 1.169 1.044 1.332 1.397 2.773 7.815

f.p. 0,72 0,63 0,62 0,61 0,66 0,61 0,63

Evaluación del Potencial Hidroeléctrico

No se aprecia una tendencia del factor de planta en función del rango de tamaño de las centrales. Salvo para el conjunto de inferior tamaño que tendría un valor superior a 0,7, el resto de las categorías se encuentran en el rango 0,61 y 0,66. Como era de esperar, la capacidad instalable (MW) se concentra en centrales de mayor tamaño. Los 24 potenciales centrales superiores a 100 MW aportan el 36% de dicha capacidad. Por su parte, las centrales ERNC (menores a 20 MW) constituyen el 87% del total de centrales identificadas y el 30% de la potencia media agregada. Como es evidente dado su número, el desarrollo de una parte significativa del potencial de estas pequeñas centrales conlleva importantes desafíos logísticos. Sin perjuicio de lo anterior, las restricciones de la metodología aquí aplicada deben estar subestimando el potencial de las centrales hidroeléctricas ERNC en cauces naturales, principalmente por no considerar los DAANC en tramitación o los de futuras solicitudes que probablemente se vinculen en mayor medida a proyectos de esa categoría. A modo de ejemplo, entre abril y diciembre de 2012 se otorgaron DAANC asociados a una potencia agregada de más de 600 MW en centrales hidroeléctricas29. De ellas, sólo cuatro serían superiores a 20 MW de capacidad instalada (la mayor de 50 MW aproximadamente) y el 80% de la capacidad agregada correspondería a centrales ERNC. Tabla 40: Potencial hidroeléctrico disponible: cantidad de centrales identificadas (N°) y potencia acumulada (MW) por cuenca y rango de tamaño.

Río Aconcagua Río Maipo Río Rapel Río Mataquito Costeras Mataquito-Maule Río Maule Costeras Maulelímite regional Río Itata Río Biobío Costeras BiobíoCarampangue Río Carampangue Río Lebu Costeras LebuPaicaví Costeras Paicavílímite regional Río Imperial Río Toltén Río Queule Río Valdivia Río Bueno Cuencas entre Bueno y Puelo Río Puelo Islas Chiloé y circundantes Total general

0,1 - 1 N° MW 1 4 4 8

0,6 2,1 1,9 4,5

1-9 N° MW 5 9 8 18

15,5 48,0 44,8 68,9

1

1,1 171,3

Capacidad (MW) 9 - 20 20 - 40 N° MW N° MW 7 8 9

11

6,2

44 1

1,2

9 34

6,0 14,5

38 100

105,1 419,6

1

2,4

8

42,0

1

6

25,9

1

3

12,4

3

1,8

3

11,8

44 70 1 28 59

16,4 28,3 0,4 9,7 29,2

38 47 1 24 93

154,6 158,7 1,1 75,6 303,3

28

11,5

29

89,7

1

0,1

9

36,8

19

58,0

10

4,8

315

138

505 1.848

107,7 124,6 114,4

3 5 7 5

88,3 142,2 177,2 156,8

40 - 100 N° MW 2 3 4

151,4 157,7 243,2

> 100 N° MW 3 1 1

404,6 193,0 139,4

Total N°

MW

9 30 31 45

104,3 856,0 699,2 727,3

1

1,1

11

149,4

13

359,6

2

106,8

4

614,7

85 1.408,0

4 34

68,7 468,4

10 12

272,4 340,2

4 6

206,9 397,3

1 5

108,4 1.047,5

66 767,6 191 2.687,4

1

1,2

1

2,4

12,0

12

55,7

14,7

7

40,7

2

27,7

5

40,1

1

22,4

4

34,2

8 14

99,5 196,5

3 8

96,4 204,0

2 5

88,9 297,3

4 11

53,3 125,9

1 9

35,2 243,9

2 6

98,0 367,9

8

109,0

1

39,8

122

1.672

78

2.178

36

2.115

95 455,8 144 884,9 2 1,5 65 1.370,5 179 1.358,6

6 1

1.098,8 288,4

57

101,1

2

626,1

21

811,9

29

62,7

24

4.521

1.080

12.472

29 Fuente: revisión de DAANC reportados en www.dga.cl como otorgados en el periodo señalado.

Energías Renovables en Chile

Cuenca / Tamaño

119

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

La tabla 40 contiene el potencial disponible desagregado por cuenca y rango de tamaño. En términos proporcionales, la modelación no evidencia que existan diferencias significativas entre las distintas zonas del país respecto de la distribución de tamaño de las centrales, manteniéndose, a groso modo, las mismas proporciones del potencial disponible para centrales ERNC y centrales mayores a 100 MW obtenidas para todo el dominio de análisis. Como es evidente, los resultados anteriores son una aproximación a la cartera potencial de proyectos hidroeléctricos en la zona actualmente cubierta por el SIC. En particular, por las singularidades de la metodología de asignación de DAANC a potenciales centrales, algunas de las características de las centrales identificadas no necesariamente coincidirán con proyectos concretos (en evaluación actualmente o a futuro), siendo más probable que ello ocurra para centrales que utilizan un número significativo de DAANC, donde la metodología podría identificar más de una central, ya sea por imprecisiones de las coordenadas de los puntos de restitución de los DAANC, o porque la potencia agregada es superior a la de una única central. Por ejemplo, en la cuenca del río Maipo se identifican tres centrales superiores a 100 MW con una capacidad conjunta de 404,6 MW, la que es inferior a la de las dos centrales que constituyen el proyecto hidroeléctrico Alto Maipo localizado en esa cuenca, siendo posible que la metodología haya asignado parte de la diferencia o su totalidad a otras centrales de menor tamaño. Sin perjuicio de lo anterior, se considera que está adecuadamente representando el potencial disponible agregado, y también, en términos generales su distribución por tamaño, lo que refuerza su utilidad en la caracterización del potencial disponible.

6.7 Comportamiento temporal del potencial hidroeléctrico estimado El comportamiento temporal del recurso hidroeléctrico se analiza para el potencial disponible respecto de su ciclo anual y de su variabilidad interanual, a partir de los resultados de producción simulados para todo el periodo modelado. Dicho análisis se realiza tanto a nivel de cuencas individuales, como de manera agregada en tres sectores del país. Dado el volumen de información, los resultados del análisis se presentan de manera resumida, y se han asignado las cuencas costeras, en general de bajo potencial simulado, a otras de mayor tamaño para facilitar la visualización de los resultados. La agrupación de cuencas por sectores se estableció en consideración tanto a su potencial disponible agregado como a probables diferencias en sus regímenes hidrológicos. La denominación de los sectores para efectos de este análisis, su potencia disponible y las cuencas en ellas consideradas son las siguientes:

Energías Renovables en Chile

• Centro:

120

3.797 MW, desde la cuenca del río Aconcagua hasta la del río Maule; ambas incluidas. • Centro-sur: 3.628 MW, desde la cuenca del río Itata hasta la del río Lebu, ambas incluidas. • Sur: 5.047 MW, desde la cuenca del río Imperial hasta la del río Puelo, más la Isla Grande de Chiloé. 6.7.1 Ciclo anual de la producción hidroeléctrica simulada

Como una manera de evaluar la representatividad del ciclo anual de la producción hidroeléctrica estimada a partir de las simulaciones, se contrastó la producción reportada por el CDEC-SIC para las centrales Alfalfal (en la zona centro), Mampil (en la zona centro-sur) y Pilmaiquén (en la zona sur) con la deducida para dichas centrales a partir de los caudales modelados. Para Alfalfal y Pilmaiquén comprende los años hidrológicos (abril a marzo) de 1992 a 2008 y para Mampil de 2000 a 2009.

Evaluación del Potencial Hidroeléctrico

Figura 68: Ciclo anual normalizado respecto del promedio del periodo analizado (100%) de la generación observada y simulada en las centrales Alfalfal, Mampil y Pilmaiquén.

Observado

Simulado

Simulado

Observado

Dic

Oct

Nov

Sep

Jul

Ago

Jun

Abr

May

Mar

Pilmaiquén

Feb

200% 180% 160% 140% 120% 100% 80% 60% 40% 20% 0%

Ene

Dic

Oct

Nov

Sep

Jul

Observado

Ago

Jun

Abr

May

Mar

Mampil

Feb

200% 180% 160% 140% 120% 100% 80% 60% 40% 20% 0%

Ene

Dic

Oct

Nov

Sep

Jul

Ago

Jun

Abr

May

Mar

Feb

Alfalfal

Ene

Simulado

En Alfalfal la variación del ciclo anual modelado presenta una muy buena correspondencia con lo observado. No ocurre lo mismo para Mampil y Pilmaiquén donde la amplitud del ciclo anual es mayor para los resultados modelados. Como se discutió antes, la diferencia en Mampil puede deberse a una menor capacidad de la modelación en la simulación de los procesos de acumulación de nieve y de deshielos posteriores. En Pilmaiquén, en cambio, la menor variabilidad observada podría deberse a la regulación natural que podría realizar el lago Puyehue al cauce que alimenta a dicha central. Esta última hipótesis se ve reforzada por el buen desempeño del modelo en la simulación de la central Capullo (siguiente figura), cercana a Pilmaiquén y sin la influencia de lagos importantes.

Dic

Nov

Oct

Sep

Ago

Jul

Simulado

En consecuencia, se ha estimado que la metodología reproduce adecuadamente el ciclo anual de generación de centrales de pasada, principalmente respecto de su forma, aun cuando podría estar subestimando su amplitud en algunas zonas donde el modelo no capture adecuadamente el régimen nival y para aquellas centrales que estén influenciadas por embalses naturales y artificiales. La siguiente figura presenta la generación simulada diaria promedio mensual, normalizada respecto del promedio del periodo abril 1990 – marzo 2009, en los tres sectores de agrupación de cuencas hidrográficas, donde 100% corresponde al promedio del periodo.

Energías Renovables en Chile

Observado

Jun

May

Abr

Mar

200% 180% 160% 140% 120% 100% 80% 60% 40% 20% 0%

Feb

Figura 69: Ciclo anual normalizado respecto del promedio del periodo analizado (100%) de la generación observada y simulada en la central Capullo.

Ene

200% 180% 160% 140% 120% 100% 80% 60% 40% 20% 0%

121

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

Figura 70: Ciclo anual normalizado respecto del promedio abril 1990 a marzo 2009 (100%) de la generación diaria simulada por sector. 200% 150% 100% 50% 0% Ene

Feb

Mar

Abr

May

Centro

Jun

Jul

Centro - sur

Ago

Sep

Oct

Nov

Dic

Sur

Como se aprecia, si bien existe algún grado de complementariedad del sector centro con, de manera más notoria, el sector sur; todas muestran mínimos al término del verano y principios del otoño. Al respecto, el mínimo en el sector centro coincide con el inicio del año hidrológico adoptado para el SIC, adelantándose en un mes en los otros sectores. La siguiente tabla resume el ciclo anual desagregado por cuenca, también expresado como generación diaria promedio mensual normalizada respecto del promedio del periodo abril 1990 – marzo 2009 de cada cuenca. Como las cuencas están ordenadas de norte a sur, la escala de colores permite visualizar geográficamente el comportamiento del ciclo anual. Los colores rojos señalan los mínimos y los azules los máximos.

Energías Renovables en Chile

Tabla 41: Ciclo anual normalizado respecto del promedio abril 1990 a marzo 2009 (100%) de la generación diaria simulada por cuenca.

122

* “MW” es la potencia agregada de las centrales identificadas en las cuencas.

Dentro del sector que hemos denominado centro es posible distinguir una variación norte-sur en el ciclo mensual, con un desplazamiento del mínimo de generación hidroeléctrica desde el término del invierno en la cuenca del río Aconcagua, hacia principios del otoño en la del

Evaluación del Potencial Hidroeléctrico

río Maule. Además, las tres cuencas más al norte tienen la menor amplitud del ciclo anual de generación modelado en el dominio de análisis, sin embargo, como se discutió antes, es probable que ello no refleje de manera precisa la realidad. A partir de la cuenca del río Itata el mínimo de generación está claramente definido al término del verano y, a groso modo, los máximos se desplazan de norte a sur desde el término del invierno hacia junio. 6.7.2 Variabilidad 1990 - 2008

De manera similar a lo realizado para el ciclo anual, la variabilidad interanual de la generación hidroeléctrica estimada a partir de las simulaciones, se contrastó con la producción reportada por el CDEC-SIC para las centrales Alfalfal, Mampil y Pilmaiquén. Figura 71: Generación anual (año hidrológico) observada y simulada, normalizadas respecto del promedio del periodo analizado en las centrales Alfalfal, Mampil y Pilmaiquén.

Simulado

Observado

Simulado

Observado

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

1999

1998

1997

1996

1995

1994

1993

Pilmaiquén

1992

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

1999

1998

1997

1996

1995

1994

1993

Observado

200% 180% 160% 140% 120% 100% 80% 60% 40% 20% 0%

Mampil

2000

200% 180% 160% 140% 120% 100% 80% 60% 40% 20% 0%

Alfalfal

1992

200% 180% 160% 140% 120% 100% 80% 60% 40% 20% 0%

Simulado

La variabilidad de la producción anual simulada para Pilmaiquén y Mampil contrasta bastante bien con la observada, aun cuando los mínimos simulados para los año 1998 y 2007 son menos profundo que lo observado (aproximadamente 10% superiores). Como se aprecia de la siguiente figura, 1998 habría correspondido al año de menor energía anual afluente al conjunto de centrales hidroeléctricas interconectadas al SIC en 51 años, constituyendo un caso extremo que probablemente influyó en el desempeño del modelo. 2007, por su parte, es el sexto año de menor energía afluente a las centrales del SIC. Figura 72: Energía anual afluente (año hidrológico) al SIC de abril de 1960 a marzo de 2011, ordenada por magnitud, incluyendo las centrales ingresadas al sistema a esa fecha. 40.000 35.000 30.000

20.000

10.000 5.000 0

Fuente: “Fijación de precios de nudo abril de 2013 - SIC. Informe técnico definitivo”. CNE, 2013.

Los máximos en la producción modelada para la central Alfalfal difieren de los observados principalmente para 1997, 1998 y 2006, lo cual podría deberse a las dificultades para la simulación del régimen nival ya señaladas. Dado ello, es probable que las simulaciones para las cuencas más al norte del dominio de análisis exageren la variabilidad interanual.

Energías Renovables en Chile

15.000

1972 1982 1965 1980 2002 1997 2006 2005 1977 1986 1966 1993 1992 1978 1984 2001 2000 1979 1987 1995 1975 1961 1991 1963 1994 1981 2009 1969 2008 1971 1973 1974 1983 2004 1960 2003 1985 1970 1967 1976 1988 1999 1964 1990 1989 2007 2010 1962 1996 1968 1998

GWh

25.000

123

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

Respecto de otra materia, el promedio de la energía afluente a las centrales del SIC reportado por CNE para el periodo abril de 1990 – marzo 2009, difiere en sólo 0,7% respecto del promedio del periodo abril 1960 – marzo 2011. Dado ello, las estimaciones realizadas con el promedio de todo el periodo modelado podrían estar dando cuenta de condiciones climatológicas. La siguiente figura presenta la generación anual simulada y normalizada respecto del promedio del periodo abril 1990 – marzo 2009, en los tres sectores de agrupación de las cuencas hidrográficas. Salvo algunos años, por ejemplo 1990 y 1996, en general no se aprecia complementariedad significativa entre sectores, observándose un mínimo en 1998 común en todos ellos. Por las razones expuestas para la central Alfalfal, la mayor variabilidad (aproximadamente +/- 20%) representada para el centro puede estar sobrestimada. Por su parte, de acuerdo a lo observado para la central Pilmaiquén, el mínimo del año 1998 puede ser más profundo que el simulado para el sector sur y, probablemente, para el centro-sur. Figura 73: Generación anual (años hidrológicos) simulada por sector, normalizada respecto del promedio (100%) del periodo modelado (abril 1990 a marzo 2009).

Centro

Centro - sur

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

1999

1998

1997

1996

1995

1994

1993

1992

1991

1990

140% 120% 100% 80% 60% 40% 20% 0%

Sur

La siguiente tabla resume la variabilidad interanual desagregada por cuenca, donde los colores rojos señalan los mínimos y los azules los máximos. Tal como para el caso del ciclo anual, se observa un cambio en el comportamiento de las cuencas de norte a sur.

Energías Renovables en Chile

Aparte de la mayor influencia del régimen nival, el sector centro está más influenciado por los ciclos de El Niño y La Niña. Desde la cuenca del río Maule hacia el norte se aprecian mínimos en el año 1990 y 1996 que no están presentes en los otros sectores. En las cuencas de los ríos Maule, Mataquito y, en menor medida Rapel, también se observa un mínimo de producción simulada para el año 1998.

124

Por su parte, de la cuenca del Itata al sur la modelación simuló mínimos de producción en los años 1998 y 1999 que, en términos relativos, son bastante superiores a los mínimos simulados para el resto del periodo en esas cuencas. Sin considerar esos años extremos, la variabilidad en la mayoría de esas cuencas sería baja, dentro del rango +/- 13%.

Energías Renovables en Chile

* “MW” es la potencia agregada de las centrales identificadas en las cuencas.

Tabla 42: Generación anual (años hidrológicos) simulada por cuenca, normalizada al promedio (100%) del periodo modelado (abril 1990 a marzo 2009).

Evaluación del Potencial Hidroeléctrico

125

Energías Renovables en Chile

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

126

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

7 Energías Renovables en Chile

Síntesis del Potencial de Energías Renovables Evaluado

127

Energías Renovables en Chile

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

128

Síntesis del Potencial de Energías Renovables Evaluado

7 Síntesis del Potencial de Energías Renovables Evaluado Este documento contiene una estimación de los potenciales de energía eólica, solar fotovoltaica, termoeléctrica de concentración solar e hidráulica en cauces naturales, principalmente para aplicaciones orientadas a su integración al mercado eléctrico nacional. Esto es, proyectos de capacidad instalada significativa, con la excepción de centrales hidroeléctricas donde el límite inferior se definió en 100 kW. No se han considerado proyectos orientados al autoconsumo o fotovoltaicos en zonas urbanas. El dominio estudiado comprende las zonas cubiertas por el SING y el SIC al año 2012, incluyendo la posibilidad de conexión de proyectos distantes, aproximadamente, a 100 km de las líneas de transmisión existentes a esa fecha. Ello incluye la totalidad del territorio nacional desde la Región de Arica y Parinacota hasta la Isla Grande de Chiloé. La metodología utilizada se basa en los resultados de modelaciones numéricas de procesos meteorológicos e hidrológicos, a los cuales se aplican restricciones territoriales, lo que en conjunto permite identificar las zonas del territorio con factibilidad de acoger tecnologías de conversión de las fuentes energéticas evaluadas. En la definición de los parámetros relacionados con las restricciones territoriales y con las características de las tecnologías, se han tomado en consideración los antecedentes de dominio público de los proyectos de inversión en energías renovables operativos, en desarrollo o evaluación en el país. La siguiente tabla resume las restricciones territoriales aplicadas en la evaluación. Tabla 43: Restricciones territoriales usadas en la evaluación del potencial de energías renovables.

Factor de planta Altitud (msnm) Pendiente Frecuencia de viento igual o superior a 15 m/s Distancia a centros urbanos Distancia a centros poblados Distancia a ríos, esteros y cuerpos de agua Zonas protegidas Línea de costa Líneas férreas, red vial y sendero de Chile Zonas agrícolas de las regiones XV a la IV Zonas reservadas para proyectos eólicos por MBN Densidad de potencia instalable Área continua que cumple los factores o potencia mínima

Eólico

Solar - fotovoltaico

Solar - CSP

Hidroeléctrico

Inferior a 0,3

Con seguimiento: < 0,3 Fijo: < 0,24

Inferior a 0,5

> 3.000 Reg. XV a II > 2.000 para el resto

Con almacenamiento de 7,5 horas: < 0,5

-

-

-

>15°

> 10° exposición norte > 4° para el resto

> 1,8°

-

-

-

0,5%

-

< 1.000 m < 500 m

< 500 m < 500 m

< 500 m < 500 m

-

< 300 m

< 300 m

< 300 m

-

SNASPE, santuarios de la naturaleza, y sitios bajo Convención Ramsar < 100 m

SNASPE, santuarios de la naturaleza y sitios bajo Convención Ramsar < 100 m

< 60 m

< 60 m

-

Existencia de zonas de esas características

-

Existencia de zona reservada

Existencia de zonas de esas características Existencia de zona reservada

5 ha/MW

4 ha/MW

-

15 ha (3 MW)

200 ha (50 MW)

-

Entre 10 y 30 ha/MW (depende de la zona) 50 MW

SNASPE, santuarios Parques de la naturaleza nacionales y sitios y sitios bajo bajo Convención Convención Ramsar Ramsar < 100 m < 60 m

< 60 m -

Energías Renovables en Chile

Factores

129

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

Los resultados dan cuenta del “potencial disponible”, esto es, aquella porción del dominio estudiado que no contaba con proyectos operativos al 31 de diciembre de 2012, y que cumple criterios mínimos en la producción de energía (expresados como factor de planta), los que son definidos para cada tecnología evaluada. Al menos en los casos eólico, fotovoltaico e hidroeléctrico, esos criterios indirectamente reflejan un juicio respecto del desempeño económico que probablemente deberían tener los proyectos para facilitar su competitividad. Los resultados de futuras evaluaciones probablemente diferirán de los actuales por la evolución de las tecnologías de conversión de energía, por restricciones territoriales distintas a las utilizadas en el presente análisis, o por mejorías en el conocimiento del comportamiento de las energías renovables en Chile. En consideración al tamaño significativo de la cartera de proyectos eólicos de dominio público (sometidos al SEIA hasta fines de 2012), el potencial eólico se desagregó en el disponible en las zonas no cubiertas por dicha cartera, y en el asociado a los proyectos de la cartera. Este último fue evaluado de acuerdo a las características declaradas al SEIA por los titulares de los proyectos. No se discriminaron los proyectos de conocimiento público en la evaluación de los potenciales de energía solar e hidroeléctrico, ya sea porque la magnitud del potencial estimado torna irrelevante su diferenciación (energía solar) o por la dificultad metodológica para distinguirlos del resto del potencial (hidroeléctrico). Los resultados obtenidos señalan un potencial muy significativo: 40.452 MW para energía eólica, 1.640.128 MW para el caso solar - PV, 552.871 MW para el caso solar - CSP y 12.472 MW para el caso hidroeléctrico. En el Norte Grande se identifican zonas con potencialidad para más de una fuente de energía, incluyendo casos en que determinadas zonas son parte de los potenciales eólico, solar - PV y solar - CSP. Asumiendo la incompatibilidad de desarrollar más de un tipo de proyecto sobre el mismo territorio, se evaluó el potencial total sin superposición entre energías renovables. Ello con la finalidad de contar con una estimación del potencial para el conjunto de las fuentes de energía analizadas que no se traduzca en una doble contabilidad de zonas de elevado potencial. Las áreas cubiertas por el potencial disponible eólico y por la cartera de proyectos eólicos de dominio público se consideraron restrictivas para el desarrollo solar - CSP, y esas áreas más las vinculadas al potencial CSP como restricciones al desarrollo PV.

Energías Renovables en Chile

La tabla 44 y la figura 74 resumen los resultados obtenidos en ese análisis. Por su parte, la figura 75 muestra la localización de las zonas con potencial disponible eólico, solar - CSP y solar - PV (sin superposición), así como las centrales hidroeléctricas identificadas de acuerdo a su rango de tamaño. Esta figura incluye la totalidad de los proyectos eólicos sometidos al SEIA hasta el 31 de diciembre de 2012, independientemente del valor estimado para su factor de planta.

130

Como se desprende de los resultados obtenidos, Chile tiene zonas donde las energías renovables presentan condiciones privilegiadas, y su gran potencial supera con creces el crecimiento de la demanda eléctrica nacional proyectado para las próximas décadas. El aprovechamiento de una fracción significativa de ese potencial plantea interesantes desafíos. Entre ellos están los relacionados con la expansión de los sistemas de transmisión y con el manejo de la variabilidad de la producción renovable.

Síntesis del Potencial de Energías Renovables Evaluado

Tabla 44: Potencial disponible de energías renovables sin superposición entre fuentes de energía, incluyendo la cartera de proyectos eólicos con factor de planta estimado superior o igual a 0,3.

Región o zona De Arica y Parinacota De Tarapacá De Antofagasta (sin Taltal) Taltal (interior) De Atacama De Coquimbo De Valparaíso Metropolitana de Santiago Del L. B. O’Higgins Del Maule Del Biobío De La Araucanía De Los Ríos De Los Lagos (sin Chiloé) Isla Grande de Chiloé Total

CSP (MW) f.p. 6.311 0,51 136.085 0,51

Potencial disponible PV con seguimiento Hidroeléctrico (1 eje) (MW) f.p. (MW) f.p. 36.647 0,32 168.098 0,32

390.476 0,53

883.651

0,33

15.607 0,51

171.707 3.240 64

0,34 0,31 0,30

104 0,75

Cartera de proyectos eólicos

Eólico (MW)

f.p.

(MW)

Total

f.p.

(MW) 42.958 304.182

2.622 0,32

240 0,37

1.276.988

11.479 0,36 86 0,34 389 0,36

99 0,41 533 0,34 777 0,35

11.578 187.933 4.406 168

840 0,65 722 2.127 3.152 1.828 2.610

548.478 0,52

1.263.407

0,33

840

0,61 0,55 0,62 0,66 0,67

75 0,34 4.581 0,33 1.933 0,33 2.863 0,35

1.025 0,64

3.770 0,36

63 0,66 12.472 0,63

9.678 0,34 37.477 0,34

419 0,32 407 0,38 51 0,39

798 2.127 8.152 4.169 5.524

428 0,39 2.975 0,36

10.169 1.864.809

4.795

Energías Renovables en Chile

Figura 74: Potencial disponible de energías renovables sin superposición por región administrativa, incluyendo la cartera de proyectos eólicos con f.p. estimado superior o igual a 0,3.

131

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

Energías Renovables en Chile

Figura 75: Potencial disponible de energías renovables sin superposición.

132

Síntesis del Potencial de Energías Renovables Evaluado

Con la excepción de la costa de la Región de Coquimbo y del valle central entre las regiones del Biobío y de la Araucanía, las zonas con mayor potencial eólico y de mayor concentración de potenciales centrales hidroeléctricas se encuentran relativamente alejadas del sistema de transmisión troncal del SIC. Sin embargo, dada la magnitud y niveles de producción del potencial eólico, y de la posibilidad que líneas de transmisión presten servicio a agregaciones de centrales hidroeléctricas, es probable que la inversión asociada al desarrollo de la infraestructura de transmisión que permita evacuar la energía al sistema troncal no sea un elemento que atente a la viabilidad económica de un desarrollo significativo de los proyectos en esas zonas. Sin embargo, plantea retos logísticos y regulatorios, por nombrar algunos. Lo mismo se plantea para la expansión de los sistemas troncales, debido a la concentración del potencial solar y eólico en el Norte Grande, del eólico en el área costera de la Zona Sur, y del hidroeléctrico en la precordillera y cordillera de la Zona Sur. Más aún considerando que el desarrollo conjunto de zonas con distintos regímenes de producción debería ser beneficioso, al menos, para la suficiencia de los sistemas eléctricos. A modo de ejemplo, se ha estimado una variabilidad interanual de +/- 20% para la producción eólica de zonas individuales, la que se reduciría a +/- 6% si se consideran distintos regímenes de viento factibles de integrar al SIC, y a sólo +/- 2% si además pudiesen integrarse otros regímenes de viento presentes en la Región de Antofagasta, lo cual dependerá de una eventual interconexión entre el SIC y el SING y de sus características. Por su parte, la variabilidad interanual para la producción solar se ha estimado en +/- 2%. Estos valores contrastan con la variabilidad hidroeléctrica, estimada en +/- 30% para algunas cuencas evaluadas y entre +14% y -22% para el conjunto de las cuencas. En ese sentido, aun cuando existe amplia experiencia nacional en el manejo de la variabilidad hidrológica estacional e interanual, la variabilidad diaria y horaria inherente a la producción eólica y solar - PV plantea nuevos desafío para la gestión de los sistemas eléctricos, dando lugar en la actualidad a diversas visiones respecto del impacto que pudiese tener sobre la seguridad y los costos operacionales de los sistemas eléctricos.

Finalmente, es necesario tener presente que la evaluación aquí desarrollada no pretende representar el potencial económico de las fuentes de energía evaluadas, y no debe interpretarse que zonas distintas a las aquí identificadas no permiten desarrollar proyectos técnica y económicamente factibles. Junto a la incertidumbre asociada a una evaluación indirecta mediante herramientas de modelación como la realizada, el análisis no consideró la competencia que puede existir por el uso del territorio con otras actividades económicas, y el impacto que ello puede tener en la factibilidad de los proyectos de energías renovables. En contrapartida, tampoco consideró los precios de la energía observados en lo que va de la presente década, ni su comportamiento en las distintas zonas que componen los sistemas eléctricos, ni otras consideraciones comerciales asociadas a los diferentes modelos de negocios bajo los cuales se puedan emprender los proyectos; todos aspectos que podrían viabilizar proyectos de menor producción de energía que el mínimo aquí definido para las tecnologías seleccionadas.

Energías Renovables en Chile

La forma en que se enfrenten los desafíos señalados condicionará los plazos de desarrollo y la fracción del potencial de energía renovable factible de aprovechar.

133

Energías Renovables en Chile

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

134

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

Energías Renovables en Chile

Anexos

135

Energías Renovables en Chile

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

136

Anexos

Anexo 1: Estaciones de prospección eólica y solar Tabla 45: Estaciones de prospección de MINENERGIA/GIZ.

Eólica a1.1 a2 a3.1 a6 a7 b2.1 b2.1a b2.1b b3.1 b3.1a b4 b4.1 b4.2 b5.1 b6.1 b8 c1.1 c7.1 c8 e1 e2 d1 d2 d4 d5 d5a d5b d6 d8 d9 d10 Loma del Hueso Lengua de Vaca Calama Norte 80m Calama Oeste 80m Sierra Gorda Este 80m Sierra Gorda 80m Armazones 60m Taltal 80m

Término de registros 05-06-2010 14-12-2012 09-06-2010 08-06-2010 14-12-2012 En operación En operación En operación En operación En operación 14-06-2010 En operación En operación En operación En operación En operación 13-12-2012 18-11-2012 22-06-2010 En operación En operación En operación En operación En operación 18-01-2013 En operación En operación 16-06-2010 En operación En operación En operación En operación En operación

Latitud

Longitud

21,43°S 21,48°S 21,43°S 21,16°S 21,45°S 22,92°S 22,92°S 22,89°S 22,93°S 22,94°S 22,06°S 22,15°S 22,25°S 22,5°S 22,5°S 22,54°S 23,72°S 23,76°S 23,45°S 23,89°S 23,66°S 25°S 25,1°S 25,09°S 25,07°S 25,02°S 24,98°S 25,18°S 24,98°S 24,98°S 24,93°S 28,91°S 30,25°S

69,7°O 69,73°O 69,94°O 70,03°O 69,78°O 69,04°O 69,01°O 69,01°O 69,13°O 69,17°O 68,59°O 68,64°O 68,64°O 69,04°O 69,21°O 69,08°O 70,17°O 69,93°O 70,14°O 67,43°O 67,36°O 69,81°O 69,96°O 69,65°O 69,84°O 69,88°O 69,86°O 69,57°O 70,13°O 70°O 69,9°O 71,45°O 71,63°O

Altitud msnm 797 888 718,9 749,6 826 2.300,7 2.341,3 2.350 2.080 1.825 3.047,2 2.847,9 2.694 2.104 1.716 2.149 617 647 773 4.320 4.463 2.269 1.963 2.550 2.176 1.975 2.113 2.484 2.187 2.103 2.085 187 53

21-02-2011

27-12-2012

22,25°S

68,64°O

2.698

21-02-2011

27-12-2012

22,5°S

69,04°O

2.113

21-02-2011

27-12-2012

22,91°S

69,03°O

2.299

20-02-2010

31-12-2011

22,93°S

69,13°O

2.069

07-10-2010

08-08-2012

24,65°S

70,24°O

2.588

21-02-2010

31-12-2011

25,07°S

69,85°O

2.113

Parámetros medidos D10, V20, V10, T°, HR D10, V20, V10, T°, HR D10, V20, V10, T°, HR P, D10, V20, V10, T°, HR P, D, V20, V10, T°, HR, GHI D10, V20, V10, T°, HR D10, V20, V10, T°, HR P, D10, V20, V10, T°, HR P, D10, V20, V10, T°, HR D10, V20, V10, T°, HR D10, V20, V10, T°, HR P, D, V20, V10, T°, HR, GHI P, D10, V20, V10, T°, HR P, D, V20, V10, T°, HR, GHI D10, V20, V10, T°, HR D10, V20, V10, T°, HR P, D, V20, V10, T°, HR, GHI P, D10, V20, V10, T°, HR P, D, V20, V10, T°, HR, GHI P, D, V20, V10, T°, HR, GHI P, D, V20, V10, T°, HR, GHI P, D10, V20, V10, T°, HR D10, V20, V10, T°, HR D10, V20, V10, T°, HR P, D, V20, V10, T°, HR, GHI D10, V20, V10, T°, HR D10, V20, V10, T°, HR D10, V20, V10, T°, HR D10, V20, V10, T°, HR D10, V20, V10, T°, HR D10, V20, V10, T°, HR D20, V20, V10 D20, V20, V10 V80, V60, V40, V20, V10, P, GHI, T°, HR, D80, D40, D10 V80, V60, V40, V20, V10, P, GHI, T°, HR, D80, D40, D10 V80, V60, V40, V20, V10, P, GHI, T°, HR, D80, D40, D10 V80, V60, V40, V20, V10, P, T°, HR, D60, D10 V60, V40, V20, V10, P, T°, HR, D58, D18 V80, V60, V40, V20, V10, P, T°, HR, D58, D10

Energías Renovables en Chile

Nombre

Inicio de registro 28-07-2009 24-07-2009 27-07-2009 29-07-2009 25-07-2009 04-07-2009 13-06-2010 12-06-2010 03-07-2009 14-06-2010 30-06-2009 27-06-2009 21-06-2009 02-07-2009 01-07-2009 16-01-2013 24-06-2010 30-07-2009 05-07-2009 19-12-2012 20-12-2012 12-07-2009 09-07-2009 14-07-2009 10-07-2009 20-06-2010 19-06-2010 16-07-2009 20-01-2013 11-07-2009 18-01-2013 28-09-2006 26-09-2006

Continúa en la página siguiente..

137

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

Solar Inicio de registro

Término de registros

Latitud

Longitud

Altitud msnm

Pozo Almonte

01-08-2008

En operación

20,26°S

69,78°O

1.024

V5, GHI, RGS, RDS, T°, HR

Crucero I

28-08-2009

En operación

22,27°S

69,57°O

1.176

V5.5, GHI, RGS, RDS, T°, HR

Crucero II

17-08-2012

En operación

22,27°S

69,57°O

1.176

V6, V12, D12, GHI, DNI, DHI, T°, HR

Salar (Chuquicamata)

20-05-2010

01-01-2013

22,34°S

68,88°O

2.407

V4, GHI, RGS, RDS, T°, HR

San Pedro de Atacama

15-05-2009

En operación

22,98°S

68,16°O

2.390

V4, GHI, RGS, RDS, T°, HR

Puerto Angamos

16-05-2010

En operación

23,07°S

70,39°O

24,07

V7, GHI, RGS, RDS, T°, HR

Armazones

30-10-2010

En operación

24,63°S

70,24°O

2.581

V4, GHI, RGS, RDS, T°, HR

Salvador (Aeródromo)

09-08-2010

En operación

26,31°S

69,75°O

1.617

V4, GHI, RGS, RDS, T°, HR

Inca de Oro

25-03-2010

En operación

26,75°S

69,91°O

1.541

V5.9, GHI, RGS, RDS, T°, HR

Aeropuerto Copiapó

23-02-2013

En operación

27,26°S

70,78°O

210

V5.9, GHI, RGS, RDS, T°, HR

Nombre

Vx: Dx: P: T°: HR: GHI: RGS: RDS: DNI: DHI:

Parámetros medidos

Magnitud de viento medida a x m sobre la superficie. Dirección de viento medida a x m sobre la superficie. Presión atmosférica. Temperatura ambiental. Humedad relativa. Radiación solar global horizontal. Radiación solar global sobre un plano horizontal con seguimiento solar este-oeste. Radiación solar difusa sobre un plano horizontal con seguimiento solar este-oeste. Radiación solar normal directa. Radiación solar difusa horizontal.

Energías Renovables en Chile

Los registros meteorológicos de estas estaciones están disponibles en www.minenergia.cl.

138

Anexos

Energías Renovables en Chile

Figura 76: Localización de las estaciones de prospección de MINENERGIA/GIZ.

139

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

Anexo 2: Áreas protegidas consideradas en la evaluación Tabla 46: SNASPE, Monumentos naturales. Superficie (ha)

Norma que lo define

Región

11.298

DS N° 29/1983, Ministerio de Agricultura

De Arica y Parinacota

31

DS N° 51/1990, Ministerio de Agricultura

De Antofagasta

128

DS N° 123/1985, Ministerio de Agricultura

De Coquimbo

5

DS N° 89/1989, Ministerio de Agricultura

De Valparaíso

Contulmo

82

DS N° 160/1982, Ministerio de Tierras y Colonización

De la Araucanía

Cerro Ñielol

90

DS N° 617/1987, Ministerio de Tierras y Colonización

De la Araucanía

Nombre Salar de Surire La Portada Pichasca Isla de Cachagua

Islotes de Puñihuil

9

DS N° 130/1999, Ministerio de Bienes Nacionales

De los Lagos

Lahuen Nadi

200

DS N° 14/2000, Ministerio de Bienes Nacionales

De los Lagos

Cinco Hermanas

228

DS N° 160/1982, Ministerio de Agricultura

De Aysén

Dos Lagunas

181

DS N° 160/1982, Ministerio de Agricultura

De Aysén

Los Pinguinos

97

DS N° 160/1982, Ministerio de Agricultura

De Magallanes y la Antártica Chilena

189

DS N° 359/1993, Ministerio de Educación

De Magallanes y la Antártica Chilena

25

DS N° 160/1982, Ministerio de Agricultura

De Magallanes y la Antártica Chilena

3.009

DS N° 2.581/1994, Ministerio de Bienes Nacionales

Metropolitana de Santiago

11.325

DS N° 64/2009, Ministerio de Bienes Nacionales

De Arica y Parinacota

Cueva del Milodón Laguna de Los Cisnes El Morado

Energías Renovables en Chile

Quebrada Cardones

140

Anexos

Tabla 47: SNASPE, Parques nacionales.

Lauca

Norma que lo define

Región(es)

DS N° 270/1970, Ministerio de Agricultura

De Arica y Parinacota

Volcan Isluga

174.744

DS N° 4/1967, Ministerio de Agricultura

De Tarapacá

Llullaillaco

268.671

DS N° 856/1995, Ministerio de Bienes Nacionales

De Antofagasta

Llanos de Challe

45.708

DS N° 946/1994, Ministerio de Bienes Nacionales

De Atacama

Nevado Tres Cruces

59.082

DS N° 947/1994, Ministerio de Bienes Nacionales

Pan de Azucar

43.754

DS N° 527/1985, Ministerio de Bienes Nacionales

Bosque Fray Jorge

9.959

DS N° 399/1941, Ministerio de Tierras y Colonización

De Atacama De Antofagasta De Atacama De Coquimbo

La Campana

8.000

Ley N 16.699/1967

Las Palmas de Cocalan

3.709

Ley N 17699/1972

Laguna del Laja

11.600

Conguillio

60.832

Huerquehue

12.500

DS N° 652/1958, Ministerio de Agricultura DS N° 1.117/1950, Ministerio de Tierras y Colonización DS N° 347/1967, Ministerio de Agricultura

Nahuelbuta

6.832

DS N° 15/1939, Ministerio de Tierras y Colonización

Villarrica

61.000

Tolhuaca

6.374

Alerce Andino Corcovado

39.255

DS N° 2.236/1940, Ministerio de Tierras y Colonización DS N° 2.489/1935, Ministerio de Tierras y Colonización DS N° 735/1982, Ministerio de Bienes Nacionales

De Valparaíso Del Libertador General Bernardo O’Higgins Del Biobío De la Araucanía De la Araucanía Del Biobío - De la Araucanía De Los Ríos - De la Araucanía De la Araucanía De los Lagos

293.986

DS N° 2/2005, Ministerio de Agricultura

De los Lagos

Chiloé

42.567

DS N° 734/1982, Ministerio de Bienes Nacionales

De los Lagos

Hornopiren

48.232

DS N° 884/1988, Ministerio de Bienes Nacionales

Puyehue

107.000

DS N° 374/1941, Ministerio de Tierras y Colonización

Vicente Perez Rosales

253.780

Valdivia Alerce Costero Laguna San Rafael Isla Magdalena Isla Guamblin Queulat

DS N° 552/1926, Ministerio de Tierras y Colonización

De los Lagos De Los Ríos - De los Lagos De los Lagos

9.727

DS N° 47/1983, Ministerio de Agricultura

De Los Ríos

2.308

DS N° 19/1987, Ministerio de Bienes Nacionales

De Los Ríos

DS N° 475/1959, Ministerio de Agricultura

De Aysén

157.616

DS N° 301/1983, Ministerio de Bienes Nacionales

De Aysén

10.625

DS N° 321/1967, Ministerio de Agricultura

De Aysén

154.093

DS N° 640/1983, Ministerio de Bienes Nacionales

1.742.000

Radal Siete Tazas

4.138

DS N° 15/2008, Ministerio de Bienes Nacionales

De Aysén De Magallanes y la Antártica Chilena De Aysén - De Magallanes y la Antártica Chilena De Magallanes y la Antártica Chilena De Magallanes y la Antártica Chilena De Magallanes y la Antártica Chilena Del Maule

Morro Moreno

7.313

DS N° 5/2010, Ministerio de Bienes Nacionales

De Antofagasta

110.962

DS N° 7/2010, Ministerio de Bienes Nacionales

De Tarapacá

Alberto de Agostini

1.460.000

DS N° 80/1965, Ministerio de Agricultura

Bernardo O’Higgins

3.525.901

DS N° 264/1969, Ministerio de Agricultura

Cabo de Hornos Pali Aike Torres del Paine

Salar de Huasco

63.093

DS N° 995/1945, Ministerio de Tierras y Colonización

5.030

DS N° 378/1970, Ministerio de Agricultura

181.414

DS N° 383/1959, Ministerio de Agricultura

Energías Renovables en Chile

Nombre

Superficie (ha) 137.883

141

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

Tabla 48: SNASPE, Reservas nacionales. Nombre

Región(es) De Arica y Parinacota

209.131

DS N° 29/1983, Ministerio de Agricultura

Pampa del Tamarugal

100.650

DS N° 207/1987, Ministerio de Agricultura

De Tarapacá

2.583

DS N° 71/1988, Ministerio de Agricultura

De Antofagasta

Los Flamencos Pinguino de Humboldt Las Chinchillas El Yali Lago Peñuelas

Energías Renovables en Chile

Norma que lo define

Las Vicuñas La Chimba

142

Superficie (ha)

73.987

DS N° 50/1990, Ministerio de Agricultura

De Antofagasta

DS N° 4/1990, Ministerios de Agricultura, Bienes Nacionales y Minería

De Atacama - De Coquimbo

4.229

DS N° 153/1983, Ministerio de Agricultura

De Coquimbo

520

DS N° 41/1996, Ministerio de Agricultura

De Valparaíso

859

9.094

DS N° 133/1989, Ministerio de Agricultura DS N° 2.499/1932, Ministerio de Tierras y Colonización

Río Blanco

10.175

Río Los Cipreses

36.882

DS N° 127/1985, Ministerio de Agricultura

Roblería Cobre de Loncha

5.870

DS N° 62/1996, Ministerio de Agricultura

De Valparaíso De Valparaíso Del Libertador General Bernardo O’Higgins Metropolitana de Santiago

Altos de Lircay

12.163

DS N° 59/1996, Ministerio de Agricultura

Del Maule

Federico Albert

145

DS N° 257/1981, Ministerio de Bienes Nacionales

Del Maule

Laguna Torca

604

DS N° 128/1985, Ministerio de Agricultura

Del Maule

Bellotos del Melado

417

DS N° 18/1995, Ministerio de Agricultura

Del Maule

Los Queules

147

DS N° 12/1995, Ministerio de Agricultura

Del Maule

Los Ruiles

45

DS N° 94/1982, Ministerio de Agricultura

Del Maule

Isla Mocha

2.369

DS N° 70/1988, Ministerio de Agricultura

Del Biobío

Los Huemules de Ñiblinto

2.021

DS N° 32/1999, Ministerio de Agricultura

Del Biobío

Ñuble

55.948

DS N° 384/1978, Ministerio de Agricultura

Del Biobío

Ralco

12.421

DS N° 429/1987, Ministerio de Bienes Nacionales

Del Biobío

Alto Bío - Bío

35.000

DS N°1.935/1912, Ministerio de Interior

De la Araucanía

China Muerta

9.887

DS N° 330/1968, Ministerio de Agricultura

De la Araucanía

DS N° 1.670/1931, Ministerio de la Propiedad Austral DS N°1.540/1970, Ministerio de Industrias y Obras Públicas

Malalcahuello

13.730

Malleco

16.625

Nalcas

13.775

DS N° 604/1967, Ministerio de Agricultura

De la Araucanía

Villarrica

60.005

DS N° 1.722/1912, Ministerio de Tierras y Colonización

De la Araucanía

Futaleufú

12.065

DS N° 602/1998, Ministerio de Agricultura

De los Lagos

Llanquihue

33.972

DS N° 735/1982, Ministerio de Bienes Nacionales

De los Lagos

7.537

DS N° 55/1994, Ministerio de Agricultura

De Los Ríos

Mocho-Choshuenco

De la Araucanía De la Araucanía

Cerro Castillo

179.550

DS N° 201/1970, Ministerio de Agricultura

De Aysén

Katalalixar

674.500

DS N° 780/1983, Ministerio de Bienes Nacionales

De Aysén

Lago Rosselot

12.725

DS N° 640/1983, Ministerio de Bienes Nacionales

De Aysén

Lago Las Torres

16.516

DS N° 632/1982, Ministerio de Bienes Nacionales

De Aysén Continúa en la página siguiente..

Anexos

Lago Jeinimeni Lago Cochrane Lago Carlota Lago Palena Las Guaitecas Coyhaique

Superficie (ha)

Norma que lo define

Región(es)

DS N° 219/1998, Ministerio de Bienes Nacionales

De Aysén

8.361

DS N° 327/1967, Ministerio de Agricultura

De Aysén

18.060

DS N° 391/1965, Ministerio de Agricultura

De Aysén

DS N° 159/1965, Ministerio de Agricultura

De los Lagos - De Aysén

161.100

49.415 1.097.975 2.150

DS N° 2.612/1938, Ministerio de Tierras y Colonización DS N° 1.155/1948, Ministerio de Tierras y Colonizacion

Río Simpson

41.621

DS N° 1.060/1999, Ministerio de Bienes Nacionales

Trapananda

2.305

DS N° 357/1992, Ministerio de Agricultura

Alacalufes

De Aysén De Aysén De Aysén De Aysén De Magallanes y la Antártica Chilena De Magallanes y la Antártica Chilena De Magallanes y la Antártica Chilena Metropolitana de Santiago

2.313.875

DS N° 263/1969, Ministerio de Agricultura

Laguna Parrillar

18.814

DS N° 245/1977, Ministerio de Agricultura

Magallanes

13.500

DS N° 1.093/1932, Ministerio de Agricultura

Río Clarillo

10.185

DS N° 19/1982, Ministerio de Agricultura

Radal Siete Tazas

1.009

DS N° 89/1996, Ministerio de Bienes Nacionales

Del Maule

Altos de Pemehue

18.855

DS N° 80/2009, Ministerio de Bienes Nacionales

Del Biobío

3.055

DS N° 132/2009, Ministerio de Bienes Nacionales

Del Biobío

Fundo Nonguén

Energías Renovables en Chile

Nombre

143

El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé

Tabla 49: Santuarios de la naturaleza. Superficie (ha)

Norma que lo define

Región(es)

Acantilados Federico Santa María

295,5

Decreto Exento N° 699/2006, Ministerio de Educación

De Valparaíso

Altos de Cantillana

2.743

Decreto N° 517/2009, Ministerio de Educación

Metropolitana de Santiago

Bosque de Calabacillo de Navidad

11,11

Decreto N° 18/2012, Ministerio del Medio Ambiente

Del Libertador Bernardo O’Higgins

Bosque Fósil Punta de Pelluco

4

Decreto N° 48/1978, Ministerio de Educación

De Los Lagos

Bosque Las Petras de Quintero

42

Decreto N° 278/1993, Ministerio de Educación

De Valparaíso

19,55

Decreto N° 132/2013, Ministerio de Educación

De Valparaíso

Decreto Exento N° 281/1994, Ministerio de Educación

De Aysén

Nombre

Campo Dunar de la Punta de Concón Capilla de Mármol Cascada de Las Ánimas

3.600

Decreto Exento N° 480/1995, Ministerio de Educación

Metropolitana de Santiago

Cerro Dragón

337,5

Decreto Exento N° 419/2005, Ministerio de Educación

De Tarapacá

Cerro El Roble

996,1

Decreto Exento N° 229/2000, Ministerio de Educación

Metropolitana de Santiago

Estero de Quitralco

17.600

Decreto Exento N° 600/1996, Ministerio de Educación

De Aysén

Yerba Loca

39.029

Decreto N° 937/1973, Ministerio de Educación

Metropolitana de Santiago

Granito Orbicular

Decreto Exento N° 77/1981, Ministerio de Educación

De Atacama

Horcón de Piedra

1.968,3

Decreto N° 28/2011, Ministerio de Educación

Los Huemules del Ñiblinto

7.852,2

Decreto Exento N° 1.014/1998, Ministerio de Educación

Del Biobío

394

Decreto Exento N° 1.613/2005, Ministerio de Educación

Del Maule

30,64

Decreto N° 106/2009, Ministerio de Educación

De Arica y Parinacota

Humedal de la desembocadura del Río Lluta Isla de Cachagua

Energías Renovables en Chile

2,3

Metropolitana de Santiago

Humedal de Reloca

144

50

12,4

Decreto N° 2/1979, Ministerio de Educación

De Valparaíso

Peñón de Peñablanca

3,7

Decreto N° 772/1982, Ministerio de Educación

De Valparaíso

Islote Pájaros Niños

4,5

Decreto N° 622/1978, Ministerio de Educación

De Valparaíso

Laguna Conchalí

50,9

Decreto Exento N° 41/2000, Ministerio de Educación

De Coquimbo

Laguna El Peral

46,4

Decreto N° 631/1975, Ministerio de Educación

De Valparaíso

Lobería de Cobquecura

250

Decreto N° 544/1992, Ministerio de Educación

Del Biobío

Palmar El Salto

328

Decreto N° 805/1998, Ministerio de Educación

De Valparaíso

Parque Pumalín

288.689

Decreto Exento N° 1.137/2005, Ministerio de Educación

De Los Lagos

Península de Hualpén

2.622,4

Decreto N° 556/1976, Ministerio de Educación

Del Biobío

Alerzares Potrero de Anay

18.852,4

Decreto N° 835/1976, Ministerio de Educación

De Los Lagos

35.000

Decreto Exento N° 572/1996, Ministerio de Educación

Del Libertador Bernardo O’Higgins y Del Maule

1.100

Decreto Exento N° 879/2005, Ministerio de Educación

Del Maule

Alto Huemul El Morrillo

Continúa en la página siguiente..

Anexos

Nombre Los Nogales Quebrada Chacarilla Río Cruces y Chorocomayo Roca Oceánica

Superficie (ha)

Norma que lo define

Región(es)

11.025

Decreto N° 726/1973, Ministerio de Educación

Metropolitana de Santiago

Decreto Exento N° 664/2004, Ministerio de Educación

De Tarapacá

Decreto N° 2.734/1981, Ministerio de Educación

De Los Ríos

Decreto N° 481/1990, Ministerio de Educación

De Valparaíso Del Maule

16.069,7 4.877 0,8

Rocas de Constitución

108,4

Decreto Exento N° 1.029/2007, Ministerio de Educación

Salar de Huasco

9.950

Decreto Exento N° 561/2005, Ministerio de Educación

De Tarapacá

San Francisco de Lagunillas y Quillayal

13.426

Decreto N° 775/2008, Ministerio de Educación

Metropolitana de Santiago

Serranía el Ciprés

1.114,8

Decreto Exento N° 698/2006, Ministerio de Educación

De Valparaíso

Decreto Exento N° 1.977/2007, Ministerio de Educación

Metropolitana de Santiago

Decreto N° 37/1982, Ministerio de Educación

De Antofagasta

Las Torcazas de Pirque Valle de la Luna

827 13.200

Tabla 50: Sitios bajo Convención de RAMSAR.

Salar del Huasco

Superficie (ha)

Norma que lo define

Región

6.000

DL N° 3.485/1996

De Tarapacá

15.858

DL N° 3.485/1996

De Arica y Parinacota

4.877

DL N° 3.485/1981

De Los Ríos

520

DL N° 3.485/1996

De Valparaíso

Laguna Santa Rosa

47.035

DL N° 3.485/1996

De Atacama

Laguna del Negro Francisco

15.425

DL N° 3.485/1996

De Atacama

Salar de Tara

5.443

DL N° 3.485/1996

De Antofagasta

Sistema Hidrológico de Soncor

5.016

DL N° 3.485/1996

De Antofagasta

Bahía Lomas

58.946

DL N° 3.485/2004

De Magallanes y la Antártica Chilena

Aguas Calientes IV

15.529

DL N° 3.485/2009

De Antofagasta

Pujsa

17.397

DL N° 3.485/2009

De Antofagasta

34

DL N° 3.485/2004

De Coquimbo

13.796

DL N° 3.485/2010

De Valparaíso

Salar de Surire Río Cruces Humedal El Yali

Laguna Conchalí Juncal

Energías Renovables en Chile

Nombre

145

Energías Renovables en Chile ● El potencial eólico, solar e hidroeléctrico de Arica a Chiloé

El presente libro pretende aportar al diagnóstico de las perspectivas de las energías renovables en Chile, mediante la evaluación del potencial eólico, solar e hidráulico para generación de electricidad desde la Región de Arica y Parinacota hasta la Isla Grande de Chiloé. El análisis desarrollado se basa en herramientas de modelación numérica de procesos meteorológicos e hidrológicos, validadas con mediciones en terreno; y en antecedentes sistematizados de los proyectos de inversión en energías renovables en desarrollo o evaluación en el país. Esta publicación ha sido preparada por encargo del proyecto “Estrategia de Expansión de las Energías Renovables en los Sistemas Eléctricos Interconectados”, implementado por el Ministerio de Energía y la GIZ en el marco de la cooperación intergubernamental entre Chile y Alemania.